Læs pdf-fil (7200 kB) - Dansk Geologisk Forening

2dgf.dk

Læs pdf-fil (7200 kB) - Dansk Geologisk Forening

CO 2 tilbage til undergrunden

- geologisk lagring og genbrug af CO 2 i Danmark

AF HENRIK OLSEN 1 OG UFFE WILKEN 2

Undergrunden leverer vores vigtigste energikilder. Men energiproduktionen fra de fossile brændsler har et spildprodukt

med effekt på klimaet - CO 2 . En af metoderne til at begrænse CO 2 -udslippet til atmosfæren kan være at sende CO 2 -en tilbag e

til undergrunden. Denne artikel ser på perspektiverne for geologisk lagring af CO 2 i Danmark og på mulighederne for at

genanvende CO 2 til at forlænge levetiden for udtjente oliefelter.

Henrik Olsen 1 : henrik@ordbryggeriet.dk; Uffe Wilken 2 :

uwilken@scienceline.info

CO 2 -rens og -lagring er en nødvendig teknologi! Sådan er

den dominerende holdning i USA og flere andre

lande med energiselskaberne i spidsen, hvis vi skal

leve op til kravet om klimavenlig energiproduktion.

En alt for dyr teknik, som bare udskyder investeringen i

vedvarende energi! Sådan lyder meldingen fra flere sider

med græsrodsorganisationer som primære tale rør.

Meningerne er delte, og enigheden ligger nok ikke

lige om hjørnet. Til gengæld er det sikkert, at geologisk

CO 2 -lagring vil dukke op i mange lande verden over

i de kommende år - enten som demonstrationsanlæg

eller som egentlige CO 2 -lagre. Spørgsmålet er blot, om

Danmark vil være blandt de lande, der indfører

denne teknik til at begrænse kraftværkernes CO 2 -

udslip til atmosfæren. Alternativt kan Danmark

komme med i den eksklusive klub af lande, som genanvender

CO 2 fra kulfyrede kraftværker til at få mere

ud af oliefelterne og dermed tjene penge på at skaffe

sig af med CO 2 -en.

CO 2 -lagring og -genbrug: Kort fortalt

Kulfyrede kraftværker kan gøres CO 2 -neutrale ved at

fjerne CO 2 -en fra kullene eller røggassen og lagre den

i egnede geologiske strukturer. Teknikken går ofte

under forkortelsen CCS, Carbon Capture and Storage.

I praksis arbejder forskere og store energiselskaber

med tre forskellige teknologier til at fjerne CO 2 fra

kraftværkerne. Alle teknologierne er temmelig energikrævende.

Når talen falder på lagringen, er dybtliggende,

saltvandsførende grundvandsmagasiner -

salin e akviferer - i fokus. Da der er tale om saltholdige

formationer, er der ingen konflikt med drikkevandsforsyningen.

De geologiske lagre skal helst ligge tæt

på kraftværkerne for at mindske omkostningerne til

transport af CO 2 . Men også akviferer og udtjente olie-

og gasfelter i Nordsøen eller andre shelfområder kan

komme på tale.

Undergrunden skal opfylde flere krav, før den er

interessant set fra en CCS-vinkel. Først og fremmest

skal et porøst geologisk lag være til stede, reservoiret.

Og det skal have en tilstrækkelig tykkelse og udstrækning

til, at der er et attraktivt lagervolumen. Det skal

også være så tilpas permeabelt, at der kan pumpes

CO 2 ned med en rate, som modsvarer kraftværkets

CO 2 -produktion. Og så skal reservoiret befinde sig på

så stor dybde - mere end 800 meter - at CO 2 på grund

af tryk- og temperaturforholdene optræder i en stærkt

fortættet form og derfor fylder langt mindre end ved

jordoverfladen. På den måde kan CO 2 -mængden øges

med omkring 300 gange i forhold til deponering ved

jordoverfladen. For at undgå, at CO 2 -en slipper ud af

lageret, skal der være et tæt låg eller segl over reservoiret.

Og lagene med reservoir og segl skal helst bule op

eller danne en anden lukket geologisk struktur, der

hindrer at CO 2 -slipper ud til siderne.

En anden måde at slippe af med CO 2 på er ved at

pumpe det ned i et næsten udtjent oliefelt. Når olie

optager CO 2 bliver den mere letflydende og er nemmere

at udvinde fra oliereservoiret. Det giver mulighed

for at udvinde noget af den resterende olie, som

ellers er umulig at få op med almindelige indvindingsteknikker.

Samtidig vil der kunne lagres en del CO 2 i

oliefeltet, når olieproduktionen er ophørt, men det er

nærmest en sidegevinst ved metoden.

Perspektiverne for Danmark

Danske forskere og energiselskaber har i en årrække

arbejdet med både CO 2 -rensning, og hvordan man

skaffer sig af med CO 2 ved at pumpe den ned i den

danske undergrund.

Denne artikel handler primært om det sidste - om

geologisk CO 2 -lagring og om at genbruge CO 2 til at

forlænge levetiden for udtjente oliefelter. Artiklen

CO 2 tilbage til Undergrunden · 1


ygger på litteraturstudier og på en række interviews

med danske forskere og eksperter fra danske energiselskaber

/1/, og blikket er først og fremmest rettet

mod den danske undergrund.

Vi ser på, hvad der sker, når CO 2 bliver pumpet ned

i undergrunden og på de potentielle geologiske lagerpladser

i Danmark. Vi ser også på perspektiverne for

at øge olieindvindingen i Nordsøen ved at tilsætte

CO 2 , og hvordan CO 2 opfører sig i oliereservoiret.

Selve CO 2 -renseriet bliver dog også kort beskrevet,

ligesom udenlandske erfaringer bliver omtalt.

CO 2

CO 2

5

CO 2 -rens og -lagring. Fossile brændsler fra kulfyrede kraft værker kan gøres CO 2 -neutrale ved at rense CO 2 ud af røggassen eller

kullet og lagre CO 2 -en i geologiske strukturer i stor dybde. Det kan ske i nærheden af kraftværket eller i Nordsøen, hvor der i

forvejen findes injektionsplatforme. CO 2 kan også bruges til at øge olieindvindingen i næsten udtjente felter i Nordsøen.

CO 2 fra kraftværk (1) renses og komprimeres til super kritisk væske. Saltvandsholdigt grundvandsmagasin (5) - salin akvifer - på

mere end 800 meters dybde, hvor tryk og temperatur fastholder CO 2 på superkritisk form. Geologisk struktur med tæt segl danner

en fælde (5,6), så CO 2 ikke slipper ud. Rørledning (2) eller tankskib (4) bringer CO 2 ud til olieplatform (3). CO 2 pumpes ned i oliefelt

(6) og aktiverer noget af den resterende olie. Når produktionen stopper lagres noget CO 2 i strukturen, ligesom i de saline akviferer.

2 · Geologisk Tidsskrift 2009

1

CO 2

2

4

CO 2

6

3

Olie


Fossile brændsler

Når fossile brændsler verden over får vores biler til at

køre, elværkernes turbiner til at snurre og boligerne

til at holde en behagelig skjorteærmetemperatur, slipper

vi samtidig omkring 28 milliarder ton CO 2 ud på

årsbasis /2/. Det øger den hårdt belastede atmosfæres

CO 2 -indhold med mere end 13 milliarder ton årligt

/3/, for det er kun omkring halvdelen, som økosystemer

og havvand kan optage fra atmosfæren igen.

Olie og kul er de største CO 2 -bidragydere. De står

til sammen for mere end to tredjedele af CO 2 -bidraget,

med nogenlunde lige meget fra hver. Naturgas står

for næsten en femtedel. Mens olien primært går til

transport i form af brændstof, går langt den største

del af kullet til elproduktion og varme. Naturgas går

primært til varme, men flere lande - blandt andet Holland,

Italien, Irland og Luxemburg - benytter hovedsagelig

naturgas til deres elproduktion /4/.

Det er ikke ligegyldigt, hvilken form for fossil

Hvor kommer CO 2 -en fra?

Fossile brændsler afgiver CO 2 ved forbrænding, og kul - som er den primære energikilde til Danmarks elkraftværker - afgiver

mere end både olie og naturgas. Det er den CO 2 , man vil lagre i geologiske lag i stedet for at sende den ud i atmosfæren. Inden

kulkraftværkets CO 2 kan finde vej til undergrunden, er det dog nødvendigt at rense den ud af enten kullet eller røggassen.

Tre teknikker til CO 2 -rensning

Røggasrensning

Den teknik, som er bedst kendt i Danmark, er røggasrensning.

Teknikken går ud på at sende røggassen ind i en tank

med en kemisk substans, som binder CO 2 -en meget stærkt,

mens den rensede røggas, som primært består af vanddamp,

bliver ledt ud gennem kraftværkets skorsten. Sidste led i

processen er at få CO 2 -en frigjort fra CO 2 -binderen, og det

sker ved at varme den CO 2 -holdige substans op i en såkaldt

CO 2 -stripper. Herefter kan den frigjorte CO 2 pumpes ned i

det underjordiske lager.

Røggasrensning er blevet testet i DONG Energy’s forsøgsanlæg

i Esbjerg, og det er sandsynligvis den teknik, som vil

blive anvendt på de eksisterende danske kraftværker, hvis

de går over til CCS, da teknikken umiddelbart kan kobles

til kraftværkernes eksisterende skorstene. I Vattenfalls

planlagte CCS-projekt på Nordjyllandsværket er det ligeledes

røggasrensning, der er på tale.

Forgasning

Den metode, som især amerikanske forskere og energisel-

brændsel, man vælger, når CO 2 -regnskabet skal gøres

op. Olie frigiver mellem 72 og 78 kg CO 2 , hver gang

man vrider en gigajoule energi ud af brændslet. Kul

slipper hele 95 kg CO 2 ud for hver gigajoule energi.

Det mest klimavenlige brændsel i denne sammen hæng

er naturgassen, som kun udleder 57 kg CO 2 , hver gang

vi luner os med en gigajoule. Kul afgiver altså 67

procent mere CO 2 end naturgas ved den samme energimængde.

Det er derfor naturligt, at fokus ligger på

de kulfyrede kraftværker, når snakken falder på CO 2 -

rens og lagring. For når man går efter den største

udleder, er udbyttet størst.

CO 2 -renseriet

Energiselskaber i hele verden arbejder på højtryk med

at udvikle fremtidens CO 2 -renseri, som kan fjerne CO 2

fra de kulfyrede kraftværkers røggas eller direkte fra

kullene. I øjeblikket er der tre teknikker, som er i spil:

røggasrensning, forgasning og oxyfuel-teknikken.

skaber sværger til, er en forgasningsteknik. Teknikken består

i at opvarme kullet under meget høje temperaturer, mens

man tilsætter ren ilt. Det reagerer med kullet, og resultatet

er en syntetisk gas. Efter tilsætning af vanddamp bliver det

en gas, som består af brint og CO 2 , der relativt let kan adskilles.

Herefter kan brinten anvendes til elproduktion i en

gasturbine, mens CO 2 -en kan lagres i undergrunden.

Oxyfuel

Den tredje kendte rensningsmetode går under navnet oxyfuel.

Ved forbrændingen af kullet tilsætter man ren ilt og recirkuleret

røggas. Det giver en mere enkelt sammensat røggas,

hvor man slipper for kvælstofgas, som ellers indgår, hvis man

anvendte atmosfærisk luft ved forbrændingen. Røggassen

bliver - som ved de øvrige teknikker - renset for partikler og

svovl, og tilbage har man CO 2 og vand, som fordampes væk.

Slutproduktet er ren CO 2 , der kan deponeres.

Oxyfuelteknikken vil blandt andet blive anvendt på Vattenfalls

planlagte tyske CCS-anlæg, som kobles på det eksisterende

kulkraftværk, Schwarze Pumpe.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 3


Der er tale om tre velkendte teknikker, og man

kunne tro, at de derfor hurtigt ville gå deres sejrsgang

på alverdens kulfyrede kraftværker. Men det er langt

fra tilfældet, og det skyldes først og fremmest, at alle

teknikker har et meget stort energiforbrug.

Ved røggasrensningen er det energiforbruget til at

frigøre CO 2 -en i CO 2 -stripperen, der er energislugeren.

Forgasningsteknikken kræver meget høje temperaturer

for at omdanne kullet til gas - og det kræver naturligvis

også store energimængder. Ved oxyfuelteknikken

er der et stort energiforbrug til at udskille

ren ilt fra atmosfærisk luft, hvor der kun er 21 procent

ilt. Ingen af teknikkerne er markant bedre end de

andre, og vi taler om et ekstra energiforbrug på omkring

20 procent i forhold til kraftværksdrift uden

CO 2 -rensning.

4 · Geologisk Tidsskrift 2009


Fysikken i dybden

Har man en beholder med CO 2 på nogle få grader over

stuetemperatur og med et normalt atmosfærisk tryk

på 1 bar, vil beholderen indeholde CO 2 på gasform.

Øger man trykket, vil luftarten blive tungere og tungere,

indtil den ved 73,8 bar skifter fase. CO 2 i beholderen

er blevet til en superkritisk væske og har nu

ændret egenskaber – eller rettere sagt: den har fået lidt

Hvad sker der dernede?

Når CO 2 er renset ud af kullene eller røggassen, bliver det komprimeret og pumpet ned i et egnet reservoir. Her fylder

CO 2 -en mindre end 0,4 procent af sit volumen ved jordoverfladen. Eller hvad der svarer til, at en VW Golf bliver presset

ned til en klump på størrelse med en badebold. Derfor kan man pumpe millioner af tons CO 2 ned i porøse geologiske lag.

Vi ser nærmere på, hvad et perfekt geologisk lager er, hvordan CO 2 -en rent fysisk vil opføre sig i undergrunden, og hvordan

den vil reagere med de geologiske omgivelser nede i reservoiret.

CO 2 -ens volumenreduktion med stigende dybde. En ballon med

CO 2 , der på jordoverfladen fylder 1000 m 3 , vil på dybder større end

ca. 1.500 meter kun fylde 2,7 m 3 . Allerede i ca. 800 meters dybde

bliver CO 2 superkritisk med en volumen på 3,8 m 3 . (Fra /3/).

Tryk (bar)

73,8

67

5

1

Fast Væske

Triple

punkt

Gas

–79°C –56°C 25°C 31,1°C

Temperatur (°C)

Kritisk

punkt

Superkritisk

tilstand

Fasediagram for CO 2 . Over det kritiske punkt, der for CO 2 -ens

vedkommende ligger på 31,1 °C og 73,8 bar, er CO 2 en superkritisk

væske. Det er en fase, hvor CO 2 hverken er en gas eller

en væske – men har begge fasers egenskaber. Den strømmer let

igennem porerummene som en gas, men er tung som en væske.

(Modificeret efter /6/).

CO 2 - fra gas og væske til superkritisk tilstand. Fasediagrammets

kurvestykke, som repræsenterer grænsen mellem luftart og

væske, kaldes kogekurven. Når man ligger på kogekurven, optræder

CO 2 både som væske og som gas. Bevæger man sig opad

langs kogekurven, hvor både tryk og temperatur øges, sker der

to ting: Væskens densitet falder på grund af termal udvidelse.

Og luftartens densitet stiger, fordi trykket stiger. Ved det kritiske

punkt bliver de to densiteter identiske, og forskellen på luftart

og væske forsvinder – CO 2 overgår til den superkritiske tilstand.

(Fotos fra: /5/).

CO 2 tilbage til Undergrunden · 5


fra den ene fase og lidt fra den anden fase. Fra luftarten

har den fået viskositeten – den er tyndtflydende

og meget mobil. Fra væsken har den fået densiteten

– den er tung. Og skulle man stå med 1000 m 3 overskuds-CO

2 på jordoverfladen, vil den i 2 kilometers

dybde fylde mindre end 3 m 3 . Det er kombinationen

af at være tyndtflydende, og at der er så meget CO 2

på så lidt plads, man udnytter ved CO 2 lagring.

Det perfekte lager

Hele det tekniske koncept omkring geologisk CO 2 -

lagring bygger på, at man pumper CO 2 flere hundrede

meter ned i en egnet reservoirbjergart - mere

præcist mellem 800 meter og 2400 meter. Dybder på

mere end 800 meter er optimale, for her får tryk- og

temperaturforholdene CO 2 til at skifte fase til den

kompakte superkritiske væske. Under denne dybde

forbliver CO 2 på superkritisk form og bliver stort set

ikke kompakteret yderligere. I en dybde på omkring

2400 meter falder porøsiteten og permeabiliteten normalt

til et kritisk lavt niveau, så dybere end det er

reservoiret ikke interessant.

Peter Frykman fra GEUS har brugt en stor del af sin

arbejdstid de senere år på CO 2 -lagring. Han forklarer,

hvad der rent fysisk sker, når man pumper CO 2 ned i

et reservoir:

”I anlægget på jordoverfladen komprimerer man

CO 2 til en superkritisk væske. Herfra pumpes det

videre ned i undergrunden. Der skal være overtryk i

røret – ikke for meget og ikke for lidt, men tilstrækkeligt

til at trykket overvinder vandtrykket i reservoiret.

Sætter man for meget tryk på, risikerer man at

flække formationen omkring borehullet og skabe

sprækker. Det optimale er et tryk, der lige præcis er

stort nok til at væsken søger ud i porerne mellem alle

kornene og breder sig ud homogent og velkontrolleret.

CO 2 -en vil blive presset ud og fortrænge formationsvandet,

der kun kan løbe ud til siderne. Når CO 2

pumpes ud i den formation, den skal ligge i, er den

letflydende og vil søge ud i de højpermeable lag – der

hvor der er størst porer. Kombinationen af at være

a b

6 · Geologisk Tidsskrift 2009

letflydende og lidt lettere end det saltvand, der er i

porerne, betyder, at når CO 2 -en finder et egnet lag, så

vil den brede sig opad og lateralt ud under seglbjergarten

som en tynd skive, mens den fortrænger det

vand, der ligger i porerne.”

Superkritisk CO 2 i 800 meters dybde har en densitet

på 0,6 g/cm 3 og er altså lettere end formationsvandet,

der ofte har en densitet på godt 1,1 g/cm 3 . Et krav til

reservoiret er derfor, at der er en strukturel fælde, som

CO 2 -en kan bevæge sig op i og et segl, som holder CO 2 -

en effektivt på plads i lageret - nøjagtig som i et olie- eller

gasfelt. I Det Danske Basin er de strukturelle fælder

primært opstået over saltpuder, hvor Zechstein salt har

skubbet de overliggende sedimentære lag op i buler.

Her vil man typisk sætte sit borerør på flanken af bulen

og pumpe CO 2 -en ind i reservoiret.

Eksplosionsfare?

CO 2 -en bliver pumpet ind i reservoirbjergarten ved et

let overtryk. Hvad nu, hvis man leger Djævelens advokat

og antager, at teknikerne har fejlberegnet pumpetrykket,

så bjergarterne sprækker. Ville det medføre

en gigantisk eksplosion? Tænk lige tilbage på de

3 m 3 komprimeret, superkritisk CO 2 nede i reservoiret.

Går turen den anden vej – opad - vil de fylde 1000 m 3

på jordoverfladen. Da de fleste reservoirer potentielt

kan indeholde millioner af kubikmeter CO 2 , så er

katastrofetanken jo nærliggende. Peter Frykman ryster

på hovedet og afviser:

”Et uheld vil ikke være en selvforstærkende effekt,

hvor gassen bare bliver ved og ved med at udvide sig.

Der er snarere mulighed for en form for selvbremsende

effekt. Overtrykket vil ikke sprænge sig vej op

gennem undergrunden. Fordi gassen er så tyndtflydende

vil den løbe hurtigt opad og nærmest brede sig

ud i en fane, og vil ikke kunne nå at bygge noget stort

overtryk op. Det vil højst fise ud som en geyser på

overfladen, som man kender fra Crystal Geyser i USA,

hvor man ved en fejltagelse kom til at bore ned i et

CO 2 -reservoir. En anden mulighed er, at fryseeffekten

vil stoppe lækken,” siger Peter Frykman.

CO 2 i reservoiret. A) Når CO 2 injiceres vil den søge opad på grund af sin lavere massefylde. B) Efter at injektionen er stoppet, vil

den mobile CO 2 samle sig i toppen af strukturen. Der efterlades en smule residual CO 2 , som ikke kan flyttes, da det er fanget i de

små porerum af kapillærkræfterne. C) Efter 100-1000 år vil der dannes et overgangslag under den CO 2 , der er fanget i strukturen.

Dette vil have lidt højere massefylde end det omgivende porevand og vil derfor kunne danne nedsynkende fingre, som giver ophav

til konvektion.

c


Når den superkritiske væske vandrer opad, falder

trykket nemlig, og væsken skifter fase til CO 2 -gas. Dette

faseskift er kraftigt energikrævende. Energien tages fra

omgivelserne i form af varme fra bjergarterne, som bliver

udsat for så stort et temperaturfald, at CO 2 vil fryse i

porerummene. Den CO 2 , der stiger op, vil udvide sig,

afkøles og blive til tøris. Det vil effektivt sætte en prop i

for en katastrofeeksplosion på overfladen.

Modeller af strømningen

Når geologerne har udset sig et potentielt reservoir,

kobles de geologiske modeller sammen med strømningsmodeller.

Peter Frykman har deltaget i modelarbejdet

med lokaliteter som Ketzin i det tidligere

Østtyskland og Vedsted i Nordjylland. Modellerne

viser, hvordan CO 2 strømmer i forhold til geologien

over tidsperioder på f.eks. 10 eller 100 år.

“Min rolle har været at kombinere de forskellige

data - brønddata og de kort, der kom ud af den seismiske

kortlægning - og lave en tredimensional model

af dels strukturen og dels indholdet, altså hvilke facies,

der er, og hvilke egenskaber de har - porøsitet og

permeabilitet. Det er det, der bestemmer opførslen af

reservoiret, når man begynder at injicere,” fortsætter

Peter Frykman.

Data er lagt ind i et geologisk modelleringsprogram

som en tredimensional model med porøsitets- og

permeabilitetsfordeling, forkastninger og andre geologiske

strukturer. Herefter er modellen overført til en

avanceret strømningssimulator, der kan simulere op

til tre forskellige fluid-faser. I dette tilfælde er der dog

kun anvendt to faser, nemlig CO 2 -en, der bliver pumpet

ned i reservoiret, og saltvandet som allerede befinder

sig dernede og bliver fortrængt af CO 2 .

Med strukturen og det geologiske indhold på plads

i strømningsmodellen skal den virtuelle injektionsboring

placeres.

“Filosofien er, at man helst ikke vil punktere toppen

af strukturen,” fortæller Peter Frykman.

“Et andet element er lagringsmekanismen. Når man

injicerer CO 2 på flanken, vandrer det opad mod toppen.

Men der vil altid være noget, der bliver fanget i

porenetværket på grund af kapillarkræfterne. Man får

efterladt et sneglespor af CO 2 så at sige - bobler af CO 2 ,

som er fanget i de små porerum, og de er immobile

og kan ikke slippe bort. Så man optimerer den kapillare

fangst ved at ligge så langt nede af flanken som

muligt,” forklarer Peter Frykman.

Men der er også grænser for, hvor langt nede ad

flanken, man kan placere injektionsboringen, uden at

CO 2 smutter ud ad bagdøren:

“Når man injicerer med stort tryk, så fylder man også

CO 2 nedad skråningen,” pointerer Peter Frykman.

Hvis boringen derfor ligger for langt nede ad flanken,

kan man risikere, at CO 2 passerer spill point neden

Reservoirsimulering. For at finde den optimale placering af

injektionsboringen foretager man reservoirsimulering. Normalt

placerer man boringen på flanken af strukturen. Noget af CO 2 -en

vil blive presset nedad, men opdrift vil få hovedparten til at søge

opad. Figurerne viser en gradvis fyldning af en struktur. Model

området er 15x15 km. Farveskalaen viser CO2 mætning fra 0.00

(blå) til 0.57 (rød). Simulering leveret af Peter Frykman, GEUS.

for boringen og dermed forsvinder ud af den lukkede

geologiske struktur , og det vil man ikke risikere. Det

er altså afgørende at vide, hvordan CO 2 -en bevæger

sig i undergrunden. Men hvad der er nok så interessant

også at vide er, hvad der sker med miljøet nede i

reservoiret, når CO 2 pumpes ned. Her kommer geokemikerne

ind i billedet.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 7


Kemien i dybden

”Hvorfor skal vi snakke om det her? Der er jo ikke

noget at komme efter.”

Sådan faldt ordene på en konference for nylig om

europæisk CO 2 -lagring. Den bastante udmelding blev

fremsat af en geologisk modellør, da diskussionen

bevægede sig ind på de geokemiske reaktioner i reservoiret,

når man pumper superkritisk CO 2 ned i

dybet. Geokemikeren Claus Kjøller fra GEUS er ikke

enig. Han siger:

”Man kan ikke helt afskrive betydningen af de

kemiske reaktioner i reservoiret. Det synes jeg, at de

er for vigtige til. Der har naturligt nok været mest

fokus på, hvordan man får pumpet CO 2 ned, og

hvilke egenskaber et anvendeligt reservoir skal have,

samt hvilke geologiske kriterier, der skal være opfyldt.

Selvom der som sådan ikke stilles krav til kemien i

undergrunden, så mangler der stadig viden om geokemien

på en række områder. Ikke fordi jeg forventer

problemer på den led – snarere tværtimod.”

Claus Kjøller har naturligvis en pointe. Når CO 2

pumpes ned i reservoiret, er den godt nok tør – det vil

sige uden vanddamp og derfor ikke særlig reaktiv.

Men når den kommer i kontakt med vand i reservoiret,

danner den kulsyre. Dermed opstår der mulighed for

både opløsnings- og udfældningsreaktioner. Begge

reaktionstyper kan få indflydelse på reservoirets egenskaber

som lager og skabe både problemer og gevinster.

Det kan være et problem, hvis genudfældningen af

sekundære mineraler reducerer porøsiteten og permeabiliteten.

Derved får CO 2 -en sværere ved at vandre

ud i reservoiret, hvor også det tilgængelige volumen er

reduceret. Modsat kan det blive en fordel, hvis opløsningseffekter

øger porøsitet og permeabilitet.

Når CO 2 bliver pumpet ned i reservoiret, vil det

skubbe formationsvandet væk. Uden vand, ingen kemiske

reaktioner. Selvom CO 2 -en fysisk har fjernet stort

set alt vandet, er der stadig to steder, hvor der er vand

tilbage, og hvor CO 2 har mulighed for at reagere. Dels

langs den front, som CO 2 har i udbredelsesretningen.

Dels i den tynde film af vand, der på grund af kapillarkræfterne

altid vil omgive sedimentkornene.

Med til beskrivelsen af potentialet for et specifikt

reservoir hører derfor en vurdering af reservoir- og

seglbjergarternes geokemi, formationsvandets kemi,

måling af tryk og temperaturforhold og analyser af

CO 2 -ens sammensætning og kemiske egenskaber. Selv

små urenheder med svovl eller kvælstof i kuldioxiden

kan få konsekvenser for den måde, reservoiret reagerer

med CO 2 -en på.

Saltvand i undergrunden

Ifølge Claus Kjøller er det kemiske miljø, som CO 2

pumpes ned i, et miljø, der har udviklet sig over

8 · Geologisk Tidsskrift 2009

mange år og er i ligevægt. Formationsvandet, der udfylder

porerummene, har en saltholdighed fra få procent

og op til omkring 30 procent, svarende til en saltlage

med ca. 200 gram klorid pr. liter vand. Saliniteten

stiger generelt med dybden og når en mætning i ca.

3.000 meters dybde. Denne gradvise stigning i saltholdigheden

skyldes sandsynligvis, at salt diffunderer op

fra de udbredte, underliggende Zechstein saltlag.

Jo mere saltholdig, det tilgængelige vand er, jo mindre

CO 2 kan der opløses i det, fordi der er flere molekyler,

der kæmper om pladserne i vandet. Det er netop

opløsningen af CO 2 i vandet med efterfølgende opløsning

af nogle mineraler og genudfældning af andre,

man er interesseret i at undersøge. Opløsningen og

genudfældningen kan ændre på porøsitet og permeabilitet,

hvilket kan få betydning for reservoirets egenskaber

som lager.

Til laboratorieforsøg med henblik på at vurdere de

geokemiske reaktioner i et givent reservoir er formationsvand

en nødvendig ingrediens. Det kan man dog ikke

lige købe, så i stedet må man fremstille sit eget syntetiske

formationsvand. Her halter det desværre med opskrifter.

Data om de kemiske sammensætninger af formationsvand

fra relevante, geologiske formationer i den danske

undergrund er få, og egentlige prøver af vandet eksisterer

stort set ikke. Tabellen viser en af undtagelserne. Her

er det vand fra prøvepumpninger i Stenlille-19 boringen

fra 2001, der viser sammensætningen af formationsvand

i Gassum Formationen. Vandet er ikke uventet rigt på

natrium og klorid, men indeholder også en del calcium.

Data fra denne boring er blevet brugt til at fremstille

syntetisk formationsvand til brug for laboratorieforsøg

med borekerner fra samme Gassum Formation.

Stof Formationsvand (g/l) Havvand (g/l)l)

Cl 113 19

SO 4


Tyndslib af sandsten fra Gassum Formationen. Sandkorn er mest kvarts (Q), enkelte kalifeldspat der er delvist opløst (K-f) og

kaolinit (K). Porerum er fyldt med blåfarvet epoxy (P). (Foto: Rikke Weibel, GEUS).

En af de mest oplagte reservoirbjergarter på land i det

danske område er netop Gassum Formationen, der i

den nordlige del af landet hovedsagelig er en subarkose.

En arkose er en sandsten, der har mere end 25

procent feldspat. En subarkose har lidt mindre indhold

af feldspat. CO 2 - reaktionen med reservoirbjergarten

sker ved mødet med vandet - i porerummene som en

tynd film omkring sedimentkornene eller på grænsen

mellem CO 2 -fanen og formationsvandet. CO 2 vil i

første omgang opløses i vandet og blive til kulsyre.

Sidenhen vil kulsyren så reagere med reservoirbjergartens

sedimentkorn og med mineraler, der har vokset

på kornene som cement.

Simuleret kemi

Amerikanske forskeres beregninger med geokemiske

modeller på en til lejligheden sammensat virtuel arkose

viser, at feldspatkornene opløses, og at der til

forskellig tid og i forskellige afstande fra en CO 2 -injektion

vil udfældes sekundære karbonatmineraler som

calcit, siderit (FeCO 3 ), ankerit (Ca(Mg,Fe)(CO 3 ) 2 ) og

dawsonit (NaAlCO 3 (OH) 2 ). Ankerit dukker for

eksempe l op efter en simulering på 100 år, og efter simulering

på 10.000 år udgør ankerit 3,5 volumenprocent i

en udbredelseszone fra 100 meter til 1.600 meter /8/.

Efter injektion af CO 2 i en periode på 100 år og set

over et tidsrum fra 100 til 10.000 år vil opløsningen af

reservoirbjergarten få porøsiteten til at øges ganske

lidt indenfor de første 20-30 meter fra boringen. Længere

væk fra boringen falder porøsiteten med flere

procent, afhængig af hvor lang tid modellen har givet

mineralerne til at blive udfældet. Fjernere end ca. 20-

30 meter fra injektionen stiger udfældningen af karbonatmineraler

kraftigt fra omkring 10 kg pr. kubikmeter

til 60 kg pr. kubikmeter efter 10.000 år. Modelkørslerne

viser med andre ord, at der sker en udvikling

i porøsiteten i forskellige afstande fra boringen på

forskellige tidspunkter ud i fremtiden.

Én ting er modellerne og laboratorierne. En anden

er virkeligheden. Desværre er der meget få eksempler

fra virkelighedens verden, der kan enten understøtte

eller forkaste arbejdet fra de lune kontorer. En undtagelse

er dog siltsten fra den perme Supai Formation i

det vestlige USA, der har været udsat for enten

CO 2 tilbage til Undergrunden · 9


magmatis k eller vulkansk aktivitet. Det har frigjort

CO 2 , der herefter er strømmet gennem bjergarterne.

Her bekræfter feltundersøgelser modellerne, idet

dawsonit ses sammen med korroderet plagioklas.

Claus Kjøller og hans kolleger på GEUS arbejder

med at studere de mulige geokemiske konsekvenser

af CO 2 -lagring i danske sandstenssreservoirer. Claus

Kjøller siger:

”Den tørre CO 2 medfører, at den smule vand, der

måtte være bundet som vandfilm rundt om på kornene,

vil fordampe. Herved udfældes salte fra vandfilmen,

og de kan have en betydning for porøsitet og

permeabilitet. Dét er interessant, for hvad vil det betyde

for dit reservoir? Denne problemstilling er kun

lidt undersøgt, og det eneste resultat, jeg kender til,

er eksperimentelt og viser en reduktion af permeabiliteten

på op til 60 procent. Det kan vi ikke forstå, så

derfor vil vi gerne kigge lidt nærmere på forløbet af

denne udtørringsproces.”

Geokemikerne har også kigget på seglbjergarterne,

for når CO 2 vandrer opad i fælden og lagrer sig under

forseglingen, skal disse bjergarter stå for skud og kan

måske ændre egenskaber. Her er det dog knap så

kritisk. En seglbjergart skal i sagens natur være uigennemtrængelig

og må derfor antages at have så lille en

porøsitet og permeabilitet, at CO 2 næppe vil trænge

særlig langt ind i bjergarten. Modellering viser, at diffusion

vil være den dominerende proces, og med en

lersten som Fjerritslev Formationen, der er seglet over

Gassum Formationen, vil CO 2 trænge mindre end 10

meter op gennem seglet på 1000 år /3/.

Beskidt CO 2

Da CO 2 -lagring også gerne skulle være økonomisk

bæredygtigt, og da det er dyrt at rense røgen for urenheder

som SO 2 , kunne man jo vælge at undlade at

fjerne denne luftart. Man kunne også forestille sig, at

nye metoder til udskillelse af CO 2 medførte et vist

indhold af SO 2 . Hvilke konsekvenser ville det få for

kemien i reservoiret og i sidste ende for reservoirets

egenskaber? Det er en problematik, der interesserer

Claus Kjøller en hel del. Han siger:

”Man kan forestille sig, at hvis den nedpumpede

CO 2 er forurenet med SO 2 , så vil man få noget, der er

mere reaktivt. Måske også en større opløsning tættere

på boringen, som dog næppe vil modsvares af udfældning

længere ude. Det kunne være interessant at

se, hvad det betyder for de geomekaniske styrkeegenskaber

på både segl- og reservoirbjergarterne.”

Ud over ønsket om at undersøge konsekvenserne

af at pumpe urenheder ned i reservoiret, så har Claus

Kjøller også lige et par andre ting til ønskelisten:

”Ja, det ville være fint at få lidt mere at vide om,

hvorvidt de geokemiske reaktioner, vi ved forekommer,

giver anledning til en ændring i de geomekaniske

10 · Geologisk Tidsskrift 2009

styrkeegenskaber i både reservoir og seglbjergart. Det

ville kunne vurderes ud fra en kombination af eksperimenter

og modellering. Og hvad betyder de lokalitetsspecifikke

kemiske egenskaber i forbindelse med

lagringen? Som udgangspunkt har reservoir og seglbjergart

jo forskellig geokemi. Som det er nu, kender

vi kun de overordnede effekter. Og endelig ville vi

gerne fortsætte det arbejde, vi allerede er i gang med

her på GEUS på at vurdere effekterne af udtørringen

af zonen nær injektionsboringen. Hvad betyder udtørringen

f.eks. for lithologi og saltlagens kemi”?

Så næste gang Claus Kjøller og hans geokemi-kolleger

er til konference, kunne de måske trække deres

liste med spørgsmål frem og forklare modellørerne,

at nu er der arbejde!


Risikoelementer

Risiko kan betragtes fra mange sider. Her vil vi primært

beskæftige os med, hvordan CO 2 kan påvirke

mennesker og miljø, faren for udsivning fra reservoiret

og risiko for at beskadige reservoiret under indpumpning

af CO 2 .

Vurderingerne bygger på de begrænsede erfaringer

med egentlig CO 2 -lagring, på erfaringer med naturgaslagring,

på viden om naturligt forekommende CO 2 ,

på modelforsøg og på generel viden om CO 2 .

Risiko for mennesker

Alt med måde. Det gamle mundheld gælder også, når

talen falder på mennesker og CO 2 .

CO 2 er en naturlig del af vores indåndingsluft. Inden

vi satte gang i den industrielle revolution for godt 200

år siden, lå atmosfærens CO 2 -koncentration på omkring

280 ppm - et niveau, som havde holdt sig nogenlunde

konstant i omkring 10.000 år. Nu er niveauet

steget til næsten 390 ppm, men vi er langt fra

et niveau, hvor selve atmosfærens CO 2 bliver farlig

for mennesker.

Vi skal op på koncentrationer omkring 50.000 ppm

- 5 procent, før indåndingsluften begynder at give os

problemer i form af hovedpine, kvalme og svimmelhed

/3/. Hvis CO 2 -inholdet stiger på bekostning af

ilt, kan denne koncentration faktisk være dødelig, for

hvis iltniveauet falder fra atmosfærens normale 21

procent til under 16 procent, kan man dø af iltmangel.

Hvis CO 2 siver op fra jordlagene, vil koncentrationen

stige lige over jordoverfladen, fordi CO 2 er tungere

end atmosfærisk luft. Erfaringerne viser dog, at

hvis der er tale om et fladt og åbent område, vil der

hurtigt ske en opblanding og fortynding til et ufarligt

niveau selv ved relativt rolige vindforhold. Den sundhedsmæssige

risiko knytter sig primært til lavninger

i terrænet og ved indsivning i kældre eller andre aflukkede

og lavtliggende steder.

Erfaringer fra afgasning af naturligt forekommende

CO 2 har vist, at CO 2 i praksis ikke udgør et større

problem, hvis man sørger for at følge nogle simple

forholdsregler. Et eksempel er den italienske by Ciam-

Er der risiko ved CO 2 -lagring?

Hvis CO 2 -lagring skal have en fremtid i Danmark, skal risikoen være minimal. At undgå risici er næppe muligt, men med de

rette geologiske forhold og en nøje overvågning kan risikoen for mennesker og miljø begrænses til et minimum. En veltilrettelagt

styring af indpumpningen til reservoiret kan også begrænse risikoen for at beskadige lageret.

pino, som ligger 12 kilometer fra Roms centrum. Her

ligger husene klos op ad udsivningszoner for vulkansk

CO 2 . Omkring 7 tons CO 2 frigives dagligt til atmosfæren,

og CO 2 -koncentrationen i jordlagenes porerum

ligger på omkring 90 procent. Lokalbefolkningen har

lært at leve med denne naturlige CO 2 -udsivning og

undgår problemer ved for eksempel at lufte godt ud

i husene og undgå at sove i kælderrum.

Påvirkning af miljøet

Udsivende CO 2 kan i begrænset omfang øge vækstraten

for visse planter. Hvis koncentrationen stiger over

20-30 procent, er CO 2 dog giftig for nogle plantearter.

Påvirkningen vil til gengæld ske helt lokalt omkring

udsivningsstedet, og bare få meter fra udsivningen vil

planterne være upåvirkede /3/. Til forskel fra planter

er dyr mobile, og lokal udsivning af CO 2 vil være et

endnu mindre problem, da de normalt vil søge væk,

inden de for alvor bliver påvirket.

Hvis der siver CO 2 op i et grundvandsmagasin, vil

vandet blive mere syreholdigt, da CO 2 bliver omdannet

til kulsyre. I forbindelse med en eventuel udsivning

fra et geologisk CO 2 -lager eller en boring vil

påvirkningen dog være meget lokal, og den naturlige

strømning i grundvandet vil betyde en fortynding af

det kulsyreholdige vand. Bortset fra det, så betragtes

kulsyreholdigt vand ikke som et sundhedsproblem,

og det er en helt almindelig vare på supermarkedernes

hylder i form af mineralvand med brus og andre sodavand.

Bevæger vi os ud på havet, vil udsivning af CO 2

primært påvirke økosystemet på havbunden eller lige

under havbunden. Påvirkningen vil især ske i form af

en forsuring, men den vil foregå helt lokalt ved udsivningsstedet

/3/. Bevægelser i vandmassen over

havbunden vil betyde en hurtig fortynding, og det

omgivende havmiljø vil ikke blive påvirket.

Udsivning fra det geologiske lager

Inden vi overhovedet kan tale om påvirkninger ved

jordoverfladen, skal CO 2 -en lække fra enten rørledninger,

boringer eller selve det geologiske lager.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 11


Erfaringer med gasledninger fra Danmark og

mange andre lande og med CO 2 -ledninger fra især

USA viser, at der er en meget begrænset risiko for

lækage fra selve rørledningerne. Og hvis der skulle

ske en CO 2 -lækage fra en rørledning, vil den hurtigt

kunne lokaliseres via overvågningssystemer, så udsivningen

hurtigt kan stoppes. Til forskel fra gas er

der tilmed ingen eksplosionsfare forbundet med CO 2 .

Boringer kan udgøre en lækagerisiko. Det gælder

både de boringer, der anvendes til at pumpe af CO 2

ned i det geologiske lager, og eventuelle overvågningsboringer.

Lækagen kan ske gennem utætte sammenføjninger

og nedbrudt materiale, og transporten kan

foregå langs borevæggen. Moderne boreteknik er dog

meget sikker, og risikoen må betegnes som lille. Olieindustrien

har endvidere udviklet en række avancerede

teknologier til overvågning og afhjælpning af den

slags lækager, og nye boringer etableret i forbindelse

med CO 2 -lagring betragtes derfor ikke som et større

problem /3/.

Anderledes stiller det sig med gamle boringer, som

når ned til det geologiske lager. Ældre boreteknik var

ikke så avanceret som den nuværende teknik, og ældre

boringer kan tilmed være tærede. Ydermere er der

ikke altid vished for, at ældre, lukkede boringer er

afproppet tilstrækkelig godt til at forhindre, at CO 2

stiger op langs med eller inden i boringerne. Udsivningen

vil dog være meget lokal omkring boringen,

og det vil være relativt enkelt at overvåge en mulig

lækage. I forbindelse med etableringen af et CO 2 -lager

vil man dog altid kritisk vurdere eventuelle ældre

boringer, som går ned i reservoiret, for ud over den

uønskede påvirkning med udsivende CO 2 vil en lækage

påvirke lagerets effektivitet. Derfor vil man enten

prøve at undgå, at CO 2 bevæger sig hen til en ældre

boring, eller man vil forsøge at sikre den ældre boring,

så den ikke udgør en lækagerisiko.

Skulle der alligevel sive CO 2 op langs en boring, så

vil udvidelsen af gassen på vejen op mod overfladen

ikke udvikle sig eksplosionsagtigt. Som tidligere beskrevet

vil den højviskøse CO 2 sprede sig som en fane

via alle sprækker, den møder på sin vej op, og energitabet

ved overgang fra superkritisk væske til luftart

vil få CO 2 -en til at fryse og bremse udsivningen.

Det geologiske lager skal i sig selv være tilstrækkelig

tæt. Derfor ønsker man i Danmark at seglet over

reservoiret skal være på minimum 100 meters tykkelse

og have et kapillartryk, som er betydelig større

end den forventede opdrift fra fri CO 2 i reservoiret

/10/. Da et segl på 20 meter normalt betragtes som

tilstrækkeligt, har man med de 100 meter lagt en stor

sikkerhedsmargin ind. Simuleringer af diffusionen

gennem Fjerritslev Formationens lersten, som er seglet

for de fleste potentielle CO 2 -lagre i onshore Danmark,

viser da også, at CO 2 bevæger sig mindre end

12 · Geologisk Tidsskrift 2009

10 meter op gennem seglet på 1000 år, og at CO 2 -en er

nået mindre end 15 meter på 4.500 år /9/.

Seglet kan dog være gennemsat af en eller flere

forkastninger, som potentielt kan udgøre transportkorridorer

for CO 2 . Derfor ønsker man ikke at etablere

lagre i områder med mange forkastninger. I de tilfælde,

hvor der eksisterer forkastninger fra reservoiret

og op gennem seglet, vil man kortlægge forkastningerne

med blandt andet 3D-seismik, så man har et

fuldt overblik over deres forløb. Herudover vil man

foretage modelberegninger, som kan fortælle, hvordan

CO 2 eventuelt vil strømme i forkastningerne, hvor

store mængder, der vil være tale om, og hvor udsivningen

ved jordoverfladen eventuelt vil ske. På basis

af disse undersøgelser kan man så etablere et overvågningsprogram,

som skal sikre, at en lækage opdages

og afhjælpes.

Hvis det geologiske lager er dækket af mere end

100 meter lersten, så er risikoen for udslip via forkastninger

dog begrænset. Lerpartikler vil typisk blive

smurt ud langs forkastningsplanet og danne en stort

set lige så tæt struktur som selve lerstenen.

Vi har ikke erfaringer med CO 2 -lagring i Danmark,

men naturgaslageret i Stenlille er etableret i Gassum

Formationen med Fjerritslev Formationen som segl,

hvilket sandsynligvis også vil være tilfældet ved et

kommende CO 2 -lager i Danmark. Stenlille lageret har

ikke givet problemer med udslip, men da det kun har

eksisteret siden 1994, er det et noget kort tidsperspektiv

at vurdere risikoen på. Til gengæld kan erfaringerne

med at etablere og overvåge et geologisk lager

komme et eventuelt kommende CCS-projekt til gavn.

Risiko for at beskadige lageret

CO 2 bliver pumpet ned i reservoiret ved et tryk, der

er tilstrækkelig stort til at presse den eksisterende

porevæske væk fra reservoirets porerum. Til gengæld

må trykket ikke være så højt, at man udvider de eksisterende

sprækker eller skaber nye sprækker i reservoirbjergarten.

Det kan nemlig medføre, at CO 2 -en så

udelukkende bevæger sig i sprækkerne og ikke kommer

ud i selve matrixen. Det vil sænke lagerets kapacitet

og er derfor uhensigtsmæssigt. Endnu værre er

det, hvis man kommer til at beskadige seglet, da man

så kan risikere at gøre lageret utæt. Derfor søger man

normalt at holde trykket så lavt, at det ikke overstiger

trykket i områdets sprækker /3/. Geomekaniske

analyser og modellering kan hjælpe til at vurdere det

maksimalt tilladelige tryk i et givet CO 2 -lager.

Kemiske processer kan også skabe problemer. Alt

efter reservoirbjergartens sammensætning kan der ske

både opløsning og udfældning af mineraler, når CO 2

kommer i forbindelse med porevæsken. Som det tidligere

er fortalt, vil der i et sandstensreservoir ofte ske

feldspat-opløsning tæt på boringen, og det betragtes


ikke som et problem - snarere tværtimod, da det skaber

øget porøsitet og fremmer gennemstrømmeligheden.

Udfældning, som typisk sker som karbonatmineraler

i større afstand fra boringen, kan til gengæld

sænke gennemstrømningshastigheden og dermed

forringe reservoirets effektivitet. Udtørringen af den

vandfilm, som stadig sidder omkring sedimentkornene,

når CO 2 -en ellers fylder reservoirets porerum,

vil også betyde udfældning af mineraler. Det vil ske i

form af salte, og hvis de danner propper i porehalsene,

vil det medføre en forringelse af permeabiliteten i

reservoiret.

For at undgå at forringe reservoirets egenskaber vil

man derfor foretage nøje studier af sedimentkornenes

og porevæskens sammensætning. Og gennem geokemisk

modellering vil man beregne den optimale hastighed

og fordeling af injektionen, så man undgår processer,

der begrænser mulighederne for at lagre CO 2 .

CO 2 tilbage til Undergrunden · 13


Kravene til geologisk lagring

Det er fysikken, der bestemmer grænserne for, hvor

man kan lagre superkritisk CO 2 . Karakteren af geologien

afgør, om lagring er mulig. Et EU-direktiv /11/

med krav til CCS blev tidligere i år udsendt og skal

nu integreres i medlemslandenes lovgivning. Direktivet

kommer med anbefalinger til en række praktiske

forhold som forundersøgelser, modellering og monitering,

men kommer ikke direkte ind på forskellige

parametres specifikke størrelser. Det gør Lars Henrik

Nielsen fra GEUS til gengæld. Han har et detaljeret

kendskab til de geologiske vinkler på CCS. Om de

overordnede geologiske krav til et anvendeligt reservoir

siger han:

”Først og fremmest skal man have en bjergart med

tilstrækkelig porøsitet og permeabilitet. Porøsitet giver

sig selv. Der skal være tilstrækkelig porerum til, at

gassen kan lagres, så en porøsitet på mindst 10 procent

og gerne over 20 procent er fin. Permeabiliteten skal

skabe gennemstrømmelighed fra det ene porerum til

det andet, så her er en permeabilitet på mere end 300

mD (milliDarcy) nødvendig. Man skal også have et

segl, så man kan lægge låg på strukturen, og der regner

man med, at 20 meter er nok, men vil gerne have

100 meter – så er der både livrem og seler. Der skal

heller ikke være for mange forkastninger, for brudzoner

giver mulighed for lækager. Endelig skal reservoirtykkelsen

være mindst 50 meter afhængig af reservoirets

laterale udbredelse og strukturens størrelse.”

Noget af den lagrede CO 2 bliver opløst i formationsvandet

og synker nedad i reservoiret. Andet vil

blive fanget omkring kornoverflader, og endelig vil

hovedparten søge opad. Her gælder det om at fange

CO 2 -en, og derfor skal der være en strukturel fælde.

Om det fortæller Lars Henrik Nielsen:

”De store saltaflejringer fra Zechstein epoken i Perm

ligger under de yngre sedimentære bjergarter fra

Trias. Stensaltet er lettere end sand og ler, er plastisk

og kan flyde, og det giver en ustabil situation, fordi

de overliggende bjergarter er tungere.”

Stensalt fastholder nemlig sin massefylde på 2,2 g/cm 3 ,

også når det bliver begravet på stor dybde. Til gengæld

14 · Geologisk Tidsskrift 2009

Geologiske lagre i Danmark

Der er flere gode bud på egnede reservoirbjergarter til CO 2 -en i det danske område. Gassum Formationen skiller sig dog

ud. Det er en bjergart af den rette støbning og med den rigtige beliggenhed i undergrunden.

ændrer ler og sand massefylde, når det begraves. Ler

og sand, som ligger nær overfladen, har en lavere

massefylde end salt. Men når det begraves på 2-4 kilometers

dybde, kompakteres det, og massefylden

kryber op over 2,2 g/cm 3 , så saltet nu er lettere og

saltets opadrettede bevægelse kan tage fat – om end

det går meget langsomt.

Saltet starter med at samle sig i en blød bule - en

saltpude, men hvis processen fortsætter, bryder saltet

gennem de overliggende lag, og vi får udviklet en

diapir. Når man leder efter egnede lagre til CO 2 , så er

det saltpude-strukturerne, man er mest interesseret i,

for salt-diapirerne er mere komplekse, og der er ofte

kraftig opsprækning over dem, hvilket ikke er gunstigt

for et lager, der helst skal være helt tæt. I en saltpudestruktur

hvælver reservoiret og det overliggende segl

sig op i en kulmination, og CO 2 kan hverken slippe

ud i toppen eller til siderne. Man har med andre ord

en geologisk CO 2 -fælde. En lignende struktur kan man

dog også få dannet ved jordskorpebevægelser, uden

at saltbevægelser er blandet ind i mekanismen.

“Der vil som sådan ikke være noget geologisk argument

i vejen for bare at pumpe CO 2 ned i et horisontalt

lag uden fælde, men tanken vil være sværere at

sælge over for politikerne og befolkningen. Man kan

ikke helt præcist vide, hvor gassen vil bevæge sig hen,

selvom modellørerne kan forsøge at give et svar. Nordmændene

gør det faktisk i Sleipnerfeltet i Nordsøen,

men der risikerer man jo heller ikke, at folk bliver

bange for at få udslip i deres baghave. Derfor foretrækkes

lukkede strukturer.” siger Lars Henrik Nielsen.

Gassum Formationen er i fokus

I det danske landområde er det Gassum Formationen,

der er mest lovende, når det gælder egnede lagerpladser

for CO 2 . Lars Henrik Nielsen forklarer hvorfor:

”Gassum Formationen findes i det meste af landet,

den har gode reservoiregenskaber og findes i de rigtige

dybdeintervaller, det vil sige i intervallet mellem

800 meter og 2400 meter. Det overliggende segl er også

rigtig godt. Det består af marint ler, der blev aflejret

på bunden af et dybt hav, hvilket giver meget lille


Holland

50 km

Nederst: Overordnede strukturelle elementer i

det danske område. (Modificeret efter /12/).

6°Ø 10°Ø 14°Ø

Norge

Ringkøbing–Fyn

Fjerritslev

Truget

Børglum Forkastning

Fjerritslev Forkastning

Haldager

Hi. Gr.

Tyskland

Skagerrak–

Kattegat

Platform

Sorgenfrei-Tornquist Zonen

Danske Bassin

Højderyggen

Gassum Formationen Den triassisk-jurassiske

Gassum Formations udbredelse i Det Danske Bassin

på dybder mellem 800 m og 2400 m – det

dybde interval, hvor CO 2 eksisterer i en superkritisk

fase, og hvor porøsitet og permeabilitet er

tilstrækkelig høje. (Fra /14/).

Sverige

Det

fennoskandinaviske

skjold

Skåne

Strukturelle elementer

i Syd Skandinavien

Skurup Plateau

Højde

Forkastning

Grænser

100 km

Hanö

Bugt

Rønne

Gr.

58°N

57°N

56°N

Bornholm

55°N

CO 2 tilbage til Undergrunden · 15


lateral variation i bjergarten. Og så er Gassum den

formation, vi kender bedst, fordi vi har 20 års erfaring

fra naturgaslagret i Stenlille, som netop har Gassum

Formationen som reservoirbjergart.”

De gode reservoiregenskaber, som Lars Henrik

Nielsen refererer til, er porøsiteter mellem 18-27 procent

- endda helt op til 36 procent. Permeabiliteten

ligger med sine op til 2.000 mD et pænt stykke over

minimumskravet på 300 mD.

Ud af de syv strukturelle fælder med Gassum Formationen

har mindst tre pådraget sig opmærksomhed.

Vedsted strukturen i Nordjylland var oprindeligt

planlagt som Vattenfalls demonstrationslokalitet,

Havnsø strukturen har været nævnt som CO 2 -lager

for udledninger fra Asnæsværket ved Kalundborg, og

den midtsjællandske Stenlille struktur er i brug som

naturgaslager.

Den geologiske ramme, som Gassum Formationen

skal ses i, er centreret i Det Danske Bassin /12/. Bassinet

opstod som konsekvens af en strækning af jordskorpen

med efterfølgende indsynkning, en proces der

gjorde det muligt at få aflejret kilometervis af sedimenter

i tiden fra Perm til Tertiær – en periode på ca. 200

mio. år. Bassinet afgrænses mod sydvest af Ringkøbing-

Fyn Højderyggen og mod nordøst af det Fennoskandiske

Skjold. Mellem selve bassinet og skjoldet ligger

Sorgenfrei-Tornquist Zonen, som har været en tektonisk

meget aktiv zone gennem millioner af år.

Som tidligere nævnt er saltet fra Zechstein afgørende

for dannelsen af lukkede strukturer, hvor Gassum

Formationen kan fungere som egnet reservoir.

Stratigrafisk underlejres Gassum Formationen af Vinding

Formationen i de dybere, sydvestlige dele af

bassinet. Denne formation er mellem 40 og 200 meter

tyk og består af mergel- og lersten. Langs den nordøstlige

bassinkant er det sandsten og lersten i Skagerak

Formationen, som Gassum Formationen overlejrer.

Gassum Formationen overlejres selv af den nedre

jurassiske Fjerritslev Formation, der er domineret af

marine lersten og muddersten. Formationen er enkelte

steder op til 1000 meter tyk og udgør det segl,

der skal kapsle et potentielt CO 2 -lager inde.

Gassum-reservoirets egenskaber

Gassum Formationen varierer i tykkelser fra 50-150

meter i bassinets centrale dele til mere end 300 meter i

den nordøstlige del i Sorgenfrei-Tornquist Zonen. Formationen

består af fint- til mellemkornede og i ny og næ

grovkornede sandsten, muddersten og hist og her

nogle fine kulbånd. Det vil sige, at det ikke er en udpræget

homogen sandsten. Hvad betyder det for formationens

evne som CO 2 -reservoir? Lars Henrik Nielsen siger:

”Det kan både være en fordel og en ulempe. I meget

lagdelte reservoirer som f.eks. ved Vedsted i Nordjylland

er der både sandsten og muddersten, så her er

16 · Geologisk Tidsskrift 2009

der altså en række sandsten, der er adskilte fra hinanden.

Hvert sandstenslag udgør så sit eget lille lager af

CO 2 med sit eget lille segl, som kan holde CO 2 tilbage.

Så skulle der ske et brud i ét segl, er der altså flere

andre segl, der kan holde gassen tilbage – det er jo en

fordel. Til gengæld kan det gøre selve injektionen af

gassen mere besværlig. Hvis man har planlagt at injicere

i en given dybde, kan man ikke vente på at gassen

bevæger sig forbi seglet og videre ud i reservoiret. I

stedet bliver man nødt til at injicere i flere dybder for

at få det hele ud i lageret.”

Gassum Formationens sedimentologi og facies associationer

afslører, at formationen blev dannet i et

miljø med kyster, deltaer og laguner. Frem for et gradvis

udbyggende deltasystem, som man ofte forbinder

med deltaer, har aflejringerne snarere været præget at

en række havniveauændringer, som blandt andet har

formet adskillige regressive strandplan sandsten.

De forskellige typer aflejringsmiljøer sætter sine

præg på sedimenterne – i denne sammenhæng er det

variationen i sandstenene, der er mest interessant.

Det har betydning for porøsitet og permeabilitet, som

igen har indflydelse på, hvordan CO 2 -en migrerer.

Derfor er det, ifølge Lars Henrik Nielsen, nødvendigt

med en detaljeret geologisk kortlægning, der omfatter

regionalgeologiske modeller og sekvensstratigrafiske

tolkninger.

Computermodelkørsler i stor såvel som lille skala

på Gassum Formationen demonstrerer betydningen

af de geologiske modeller. En storskala simulering

med injektion over en 10-årig periode viser, hvordan

variationer i sedimentologien influerer på CO 2 -

strømningen /14/. Adskillige lavpermeable lag

virker som mindre lokale segl i reservoiret, og får

CO 2 -en til at strømme lateralt ud under disse lag.

Zoomer man derefter ind på reservoiret og ændrer

sine modelceller fra storskala til småskala, det vil sige

0,25 * 0,5 meter, opdager man pludselig betydningen

af de mere finkornede draperinger i krydslejringerne.

Modelkørslerne tager udgangspunkt i kapillarkræfterne

i porerummene. Kræfterne vil sørge for, at der

altid vil være noget CO 2 tilbage, selv efter at CO 2 -

fanen er vandret videre og porerummene igen er

blevet fyldt med vand. Bindingen er forskellig afhængig

af kornstørrelsen – den er mindre i de finkornede

og lavpermeable indslag end i de mere grovkornede

og højpermeable indslag, fordi kapillartrykket

er større i bjergarten med de små porer. Det har

betydning for, hvor meget CO 2 der totalt kan lagres

i et reservoir og især for, hvor meget CO 2 der efterlades,

og som ikke kan flytte sig. Kapillareffekten

vurderes at fastholde CO 2 måske med flere procent

af det injicerede, men det afhænger af bjergarten og

metoden, der er anvendt til at fylde CO 2 ’en ind i

reservoiret.


Lokale segl. Variationer i reservoirbjergarternes sedimentologi skaber lokale segl, som det fremgår af denne simulerede injektion

af CO 2 i Gassum Formationen. Den superkritiske CO 2 bevæger sig ud i de mindre sandstenslag, men bremses opad af de overliggende,

finkornede lag. Simulering leveret af Peter Frykman, GEUS.

Kapillar binding af CO 2 . Modellering viser, at kapillar kræfter

tilbageholder residuel CO 2 i skrålejret sand med små kornstørrelses-

og permeabilitetsvariationer (Fra /15/).

CO 2 tilbage til Undergrunden · 17


Hanstholm


Thisted

• •


CO2 kilder

Tønder


Gassum Formationen er med sine fremragende

egenskaber og store udbredelse det bedste bud i det

danske område på en reservoirbjergart. Men formationen

er ikke den eneste. Når talen falder på lagerpladser

i Danmark, er det ikke kun sedimentologien,

der er afgørende. De geologiske strukturer, der

rummer fælderne, og ikke mindst placeringen af

CO 2 -punktkilderne er lige så vigtige.

18 · Geologisk Tidsskrift 2009


Paarup


Strukturer nævnt i denne artikel

Vedsted




• •



Gassum



Voldum


• •

Horsens




100 km



Havnsø




Rødby

Stenlille














!


Lagerpladser og CO 2 -

punktkilder i Danmark.

Strukturer der er potentielt

egnede til CO 2 - lagring.

(Modificeret efter /14/).

Lagerpladser i Danmark – her kan CO 2 -en gemmes

Med afsæt i den kortlægning, der er foretaget i Danmark

indtil nu, udpegede GEUS i 2003 11 strukturer i

land- og nærkystområderne /13/. Strukturerne lever

op til EU’s anbefalinger, har gode sandstensreservoirer

og ligger tæt på CO 2 -punktkilderne.

Gassum Formationen er omtalt tidligere i dette kapitel

og udgør den ene af i alt otte interessante sand-


Kapaciteter i potentielle CO 2 -lagre i Danmark

Navn Alder Reservoir Segl

Top dybde

(msl. m)

Lagrings

kapacitet

(Mt CO 2 )

Gassum Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.460 631

Hanstholm (a) Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.000 2.752

Havnsø (a) Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.500 923

Horsens Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.506 490

Pårup (a) Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.550 90

Rødby N. Trias Bunter Sst. Ørslev/ Falster 1.125 151

Stenlille (b) Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.507 62

Thisted N. Trias Skagerrak Oddesund/ Vinding 1.166 11.187

Tønder (c) N. Trias Bunter Sst. Ørslev/ Falster 1.615 93

Vedsted (d) Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.898 161

Voldum Ø. Trias - N. Jura Gassum Fjerritslev 1.757 288

Alle strukturer 16.867

(a) Ekstrapolerede værdier. (b) Eksisterende naturgaslager. (c) Reserveret til naturgaslager.

(d) Kun den nedre enhed er medtaget i tabellen.

Tabellen er modificeret efter /10/

stensreservoirer. Ud over Gassum Formationen ligger

de største potentialer i Det Danske Basin i Haldager

Sand og Bunter/Skagerak Sandsten Formationerne.

Haldager Sand Formationen blev dannet i Mellem

Jura og består af sand og ler fra kystzonen, flodkanaler,

estuarier og søer. Tykkelsen er fra få meter til op mod

200 m. Bunter/Skagerak Sandsten Formationen er fra

Tidlig Trias og er mellem 200 m og 900 m tyk. Formationen

blev dannet i et varmt og tørt ørkenklima med enkelte,

vidtforgrenede flodkanaler. Bunter Sandsten

Formationen dominerer i de sydlige og centrale dele af

Danmark. I de nordøstlige dele nær bassinets kant går

formationen gradvist over i Skagerak Formationen

Af ni seglbjergarter er Fjerritslev Formationen den

mest regionale og bedst undersøgte. Den består af

marine lersten afsat i et shelfmiljø i Tidlig Jura. I Det

Danske Bassin er formationen op til 900 meter tyk,

men mange steder er toppen eroderet og formationen

er mellem 100 – 500 m tyk. Fjerritslev Formationen

fungere r som primært segl for Gassum Formationen.

Hovedparten af de 11 strukturer er dannet ved salttektonik

forårsaget af flydning i det underliggende

Zechstein salt. Der er både domer med bløde former

og diapirer, der er brudt igennem dele af de overlig-

gende lag. Enkelte strukturer er dannet i forbindelse

med kippede forkastingsblokke og strukturel vrid af

de geologiske lag i tabellen. Ovenfor giver vi en summarisk

beskrivelse af den viden, man har, om de 11

potentiell e lagerpladser i den danske undergrund

primært baseret på GEUS vurderinger fra 2003 /13/.

Ved beregningen af lagringskapaciteten er det

forudsa t, at 40 procent af det tilstedeværende porevolumen

i reservoirsandstenene kan fyldes med CO 2 .

Samlet kapacitet til flere hundrede år

Danmarks samlede lagringskapacitet i de 11 beskrevne

strukturer er næsten 17.000 Mt CO 2 . Vi har i Danmark

43 større CO 2 -punktkilder, der samlet udleder 28 Mt

CO 2 pr. år /10/. De 10 største punktkilder udleder

samlet set 21 Mt pr. år. Der er altså plads til mere end

600 års CO 2 -produktion fra alle punktkilder i Danmark,

eller 800 års CO 2 -udledning fra de 10 største kilder.

Der optræder dog yderligere 20-30 strukturer, som

måske kan have et lagringspotentiale, men som endnu

ikke er undersøgt nærmere /10/. Og så er muligheden

for at lagre CO 2 i Nordsøens oliefelter ikke taget i

betragtning i disse beregninger.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 19


Havnsø

I det nordvestlige hjørne af Sjælland ligger det lille

bysamfund, Havnsø, som bedst kendes for færgeforbindelsen

til Sejerø. I fremtiden vil Havnsøs undergrund

måske også være kendt, for den kan komme til

at huse et af Danmarks første geologiske CO 2 -lagre.

De geologiske lag under Havnsø rummer et af de

tre største potentielle CO 2 -lagre i den danske undergrund,

kun overgået af Thisted/Legind og Hanstholm

strukturerne. Små 20 kilometer sydvest for Havnsø

ligger Asnæsværket. Op gennem 1990-erne var dette

kulfyrede kraftværk i Kalundborg den største CO 2 -

10 km

20 · Geologisk Tidsskrift 2009

Danske favoritter

To geologiske lagerpladser har tiltrukket sig særlig opmærksomhed - Havnsø og Vedsted. Havnsø ligger klos op ad Danmarks

største CO 2 -udleder, Asnæsværket, og Vedsted er nabo til verdens mest effektive kulfyrede kraftværk, Nordjyllandsværket.

55°45'

■■

55°40'

Konturer i meter

10°80'

2000

1900

■■ ■■ ■■

1800

1700

10°90'

1800

2000

11°00'

2500

1900

udleder i Danmark med 5,6 Mt årligt /13/, og med

sin udledning ved årsskiftet 2009/2010 på omkring

3,6 Mt om året /9/ står det for mere end en tiendedel

af den samlede årlige udledning på 28 Mt CO 2 fra

kraftværker, industri og andre punktkilder /10/. I

tillæg ligger Statoils olieraffinaderi som nærmeste

nabo til kraftværket, og det leder rundt regnet 0,5 Mt

CO 2 ud i området, så de to nabokilder tilsammen bidrager

med godt 4 Mt årligt. Og så ligger København

med yderligere punktkilder på næsten 6 Mt/år kun

85 kilometer mod øst.

Makkerskabet mellem de store CO 2 -udledere og en

11°10'

Havnsø

Struktur

2000

Kalundborg

Asnæsværket

(DONG Energy)

Raffinaderi

1500

11°20'

Danmark

CO 2 -kilde og -lager ved Havnsø. Asnæsværket og Statoils olieraffinaderi ligger mindre end 20 kilometer sydvest for Havnsø, hvis

undergrund rummer et af Danmarks største potentielle CO 2 -lagre. Den geologiske struktur er en domeform, der er dannet af saltbevægelser.

(Foto: Energi E2/DONG Energy; Kort: fra /27/).

11°30'


ummelig geologisk struktur gjorde tidligt Havnsø til

den mest oplagte kandidat som underjordisk CO 2 -

lager i Danmark. Det var derfor Havnsø, der stod for

skud, da GEUS i 2003 gik i gang med EU-projektet

CO 2 STORE /9/.

Saltpuden under Havnsø

I godt fire kilometers dybde under Odsherreds istidslandskab

ligger et flere hundrede meter tykt lag af

stensalt aflejret i den store Zechstein-saltsø for mere

end 250 millioner år siden. Efter den sandede Gassum

Formation og den lerede Fjerritslev Formation var

aflejret, begyndte saltet at flyde og samle sig til en

saltpude under Havnsø. Lagene fra de to formationer

hvælver sig mere 350 meter op med toppunktet i 1500

meters dybde lige sydvest for selve Havnsø /9/. Det

meste af saltpuden ligger under land, mens en tredjedel

befinder sig under Sejerø Bugt.

Økonomien i EU-projektet tillod ikke nye feltundersøgelser.

Så det var på basis af eksisterende data,

at GEUS tog fat på vurderingen af Havnsø-strukturen

som kommende lagerplads for CO 2 . Første skridt var

at studere ældre seismiske data, som på trods af en

noget mangelfuld kvalitet gav et godt billede af den

geologiske struktur. Det var straks mere sparsomt med

boringsinformationen. De nærmeste boringer, som når

ned gennem Gassum Formationen, befinder sig ved

Stenlille gaslageret næsten 30 kilometer sydøst for

Havnsø. Og 70 kilometer nordvest for Havnsø ligger

Horsens-1 boringen, som også gennemborer Gassum

Seismisk profil på tværs af

Havnsø-strukturen. Domeformen

skabt af en underliggende

saltpude ses tydeligt. Toppen

af Gassum Formationen er

markeret. Det seis miske profil

er godt 10 kilometer langt.

Den vertikale skala er i millisekunder.(Fra

/9/)

Formationen. Ved Stenlille udgør sandet 3/4 af Gassum

Formationen, mens kun 1/4 består af sand i

Horsens. På det grundlag og baseret på den generelle

forståelse af facies-fordelingen i Gassum Formationen,

som Lars Henrik Nielsen har stykket sammen, vurderer

GEUS, at 2/3 af den 150 meter tykke Gassum

Formation i Havnsø-strukturen består af sand, og den

nederste halvdel har de bedste reservoiregenskaber

/9/. Den samlede kapacitet vurderes til 846 Mt, som

er lidt under det oprindelige estimat på 923 Mt /13/,

men som stadig gør Havnsø til en top-tre lagerplads

set med kapacitetsbrillerne på.

Virtuel CO 2 -lagring

På trods af det noget mangelfulde datamateriale tør

GEUS godt give et bud på Havnsø-lagerets opførsel

ved injektion af CO 2 . Det sker gennem en virtuel lagring

af 6,3 Mt CO 2 per år i reservoirsimulatoren

ECLIPSE 100 /9/. Injektionen af CO 2 sker gennem en

vandret boring, der rammer reservoiret halvvejs nede

ad flanken på strukturen.

GEUS har billedligt talt pumpet 200 kg CO 2 ned i

Havnsø-reservoiret hvert eneste sekund, døgnet rundt

gennem et helt århundrede. De har spolet filmen hurtigt

frem og observeret, hvor CO 2 -en bevæger sig hen

dybt nede under Havnsø. Den simulerede nedpumpning

svarer til den årlige maksimale udledning af CO 2

fra Asnæsværket og Statoils olieraffinaderi i 90-erne,

eller næsten 50 % mere, end de to virksomheder udledte

i 2009.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 21


Reservoirsimulering fra Havnsø-strukturen. Den første figur

viser CO 2 -mætningen i Gassum Formationen efter 5 års injektion

med 6 millioner tons CO 2 om året i den sydvestlige flanke

af strukturen. Den næste figur viser mætningen efter 100 års

injektion, hvor CO 2 nu har nået toppen af strukturen og begynder

at fylde den nordøstlige flanke op. (Fra /9/).

Simuleringen viser, at der efter fem år stort set løber

lige så meget CO 2 ned ad bakke som op ad bakke. Men

efter 100 års nedpumpning, har hovedparten af CO 2 -en

søgt opad mod toppen af strukturen, hvor den nu breder

sig til alle sider. Helt som ventet er det den grovkornede

nedre del af reservoiret, som har den største

CO 2 -mætning, mens det går noget langsommere med

opfyldningen af den øvrige del af reservoiret.

Et CO 2 -lager er naturligvis ikke meget værd uden

et segl, som kan holde drivhusgassen på plads nede i

reservoiret. I Havnsø er Gassum Formationen dækket

af mere end 400 m lersten tilhørende Fjerritslev Formationen,

og over den er der yderligere næsten 100

m lersten fra Ældre Kridt. Både laboratorieforsøg og

fuldskala forsøg på det nærliggende Stenlille gaslager,

hvor Fjerritslev Formationen også udgør seglet, har

vist, at seglet er tæt, og der slipper ikke naturgas op

22 · Geologisk Tidsskrift 2009

til overfladen. Seglet kan dog opføre sig anderledes

ved kontakt med CO 2 , og der er derfor udført diffusionsmodellering

på Havnsø-strukturen. Den viser, at

der diffunderer ganske små mængder CO 2 op gennem

lerstenen. Det går dog uendelig langsomt, og efter en

simuleringsperiode på 4.500 år er CO 2 -en kun diffunderet

15 meter op gennem lerstenen.

Alt i alt viser undersøgelserne, at Havnsø med

rette er en af favoritterne - hvad enten CO 2 -en skal

komme fra Kalundborg-egnen, eller det i stedet bliver

hovedstadsområdets drivhusgasser, som skal tage

rejsen til Odsherreds undergrund.

Verdensmesteren

Danmark er verdensmester i højeffektive, kulfyrede

elkraftværker. I gennemsnit kan de danske elkraftværker

udnytte 43 pct. af den energi, som kullene indeholder

- det man i kraftværkssprog kalder virkningsgraden.

Og Nordjyllandsværket i Aalborg ligger helt i top

med en virkningsgrad på 47 pct. Til sammenligning

ligger europæiske kraftværker med et snit på 36 pct.

Nordjyllandsværket er verdens mest effektive kulfyrede kraftværk

med en virkningsgrad på 47 procent - det vil sige, at 47

procent af kullenes energi udnyttes. Foto: Vattenfall.

Det koster rigtig meget energi at indfange CO 2 fra

røggassen og bagefter udskille ren CO 2 . Med den

nuværende teknologi svarer energiforbruget til et fald

i virkningsgraden på 9 procentpoint.

Nordjyllandsværkets høje virkningsgrad gør det

derfor særligt interessant i en CCS-sammenhæng. Der

er ganske simpelt mere elproduktion tilbage efter

energiforbruget til CO 2 -rensningen, når virkningsgraden

er høj.

Nordjyllandsværket vil droppe ned fra topniveauet

47 pct. til 38 pct., men vil altså stadig ligge over det

europæiske snit, selvom der bruges energi til CO 2 -

rensning. Derfor har Nordjyllandsværket haft første

prioritet hos energiselskabet Vattenfall, som driver


værket og i en årrække har arbejdet med CCS. Men

det er ikke kun konstruktionerne over jordoverfladen,

som har haft betydning for valget af det nordjyske

kraftværk som muligt CCS-demonstrationsanlæg i

fuld skala. Tæt på kraftværket ligger Vedsted strukturen,

og den ser attraktiv ud.

Fortidens dramatik

Da Littorinahavet trak sig tilbage for godt 5.000 år

siden, efterlod det Vedsted Kær - mindre end 30 kilometer

vest for Nordjyllandsværket - lige så fladt, som

den havoverflade, der måtte vige for det stigende land.

Selv ikke 5 meter højdekurven har fundet fodfæste,

og lige syd for området har en beskeden bakke med

toppunkt i 16 meters højde fået navnet Bjerget.

Det strukturløse landskab afslører ikke den fjerne

fortids dramatik, hvor gentagne jordskorpebevægelser

i Jura og Kridt fik de geologiske lag til at hvælve

sig op i en kulmination, som siden har fået navnet

Vedsted-strukturen.

50 km

57°00'N

Danmark

Vedsted

Vedsted-1

1893

Sverige

Fje ritslev Forkastningen

Haldager Forkastningen

Vedsted

Vedsted-strukturen ligger strukturgeologisk set i

Fjerritslev-truget, som er et subbasin i Sorgenfrei-

Tornquist-zonen, anlagt under en rifting fase i sen

Karbon - tidlig Perm, men aktiv langt op i Mesozoikum.

Truget er afgrænset af Fjerritslev-forkastningen

mod sydvest, mens den markante Børglum-forkastning

danner afgrænsning mod Skagerrak-platformen

i nordøst. Centralt i dette trug ligger Haldager-forkastningen

- en normalforkastning, som formentlig

strækker sig helt ned til grundfjeldet. Og på den nedforkastede

sydvestlige side af denne forkastning befinder

Vedsted-strukturen sig klemt inde mellem

Haldager-forkastningen og en mindre forkastning, der

danner en lille grabenstruktur /15/.

Vedsted-strukturen var genstand for den første

spæde danske olieefterforskning, da boringen Vedsted-1

blev boret i 1958 tæt på landsbyen Birkelse.

Formålet var at teste mulighederne for at finde kulbrinter

i de øvre triassiske og mellem jurassiske sandsten.

Da borekronen stoppede 2.068 meter under

Børglum Forkastningen

20 km

0 Dybde (m)

5000

Normalforkastning

Sidste lukkende kurve

i Vedsted-strukturen

Boring med angivelse af dybde

til nedre reservoirenhed i Gassum Fm.

10°Ø

Vedsted-strukturen ligger som en aflang

dome-formet struktur lige sydvest

for Haldager-forkastningen. (Modificeret

efter /13/).

CO 2 tilbage til Undergrunden · 23


havniveau, var det uden spor af hverken olie eller

naturgas, og boringen blev forseglet. Senere fulgte dog

seismiske undersøgelser i 1967 og 1983, og især de

sidste havde en kvalitet, som gjorde det muligt at

vurdere strukturen, og fastslå, at der rent faktisk er

tale om en kulmination - eller i hvert fald en antiklinal

- i Trias-Jura lagfølgen, som indeholder reservoirsandstenene

Gassum Formationen og Haldager Formationen.

De seismiske undersøgelser førte dog ikke til

yderligere olieefterforskning.

Da GEUS omkring årtusindskiftet påbegyndte

forskning i geologiske lagring af CO 2 , var Vedstedstrukturen

en af de 11 depot-kandidater /13/. Det var

derfor også naturligt for Vattenfall at rette blikket mod

denne lokalitet - tæt på deres store kraftvarmeværk i

Aalborg. Alle eksisterende data blev anvendt, da

GEUS i 2008 foretog en mere tilbundsgående analyse

af strukturen for Vattenfall. De seismiske data blev

retolket, en geologisk model opbygget og en strømningsmodel

med simuleret injektion af CO 2 blev

etableret for at teste strukturens anvendelighed.

Et billede af Vedsted-strukturen

Der eksisterer kun en enkelt boring, Vedsted-1, som

når Gassum Formationen inden for strukturens laterale

udstrækning, og denne boring er derfor detailtolket.

Her er det i første række borehulslogs, som danner

basis for en tolkning af facies godt hjulpet på vej af

regionale studier af Gassum Formationen /12/, som

giver en god ide om, hvilke facies, de enkelte logmønstre

kan repræsentere. Aflejringerne er dannet i et

kystnært miljø, og ændringer i havniveauet har betydet

bratte skift mellem sandlag og lerlag med en betydelig

lateral udstrækning. Den typiske porøsitet i

sandlagene ligger omkring 20 procent, men når flere

steder op på 30 procent, og fluid-permeabiliteten ligger

ofte på den gode side af 100 mD, endda op til godt

1000 mD. Så sandlagenes reservoirkvalitet er i orden

set ud fra et CO 2 -lagringssynspunkt.

Fra top til bund af Gassum Formationen optræder

der tre overordnede enheder - hvoraf den nederste og

den øverste enhed kan betragtes som reservoirer med

høj porøsitet og permeabilitet. Nederst optræder en

139 meter tyk, hovedsagelig sandet enhed. Den er

domineret af flodaflejret sand i den nedre del, som

erstattes af estuarine sandsten opadtil for at ende i

egentlige strandplansaflejringer i den øverste del af

enheden /12/. Der optræder flere interne lerlag af op

til et par meters tykkelse. Den mellemste enhed består

stort set kun af lersten og er omkring 100 meter tyk.

Den tolkes som en kile af Fjerritslev Formationen,

afsat under en periode med højt havniveau /12/. Den

øverste 56 meter tykke enhed er domineret af sandsten,

som er aflejret på et strandplan /12/. Herover optræ-

24 · Geologisk Tidsskrift 2009

Porøsitetsfordelingen i Gassum-1 boringen. De høje porøsiteter

(orange, gul og grøn) er koncentreret i Gassum Formationen.

En kile af Fjerritslev Formationen med lave porøsiteter (blå)

deler reservoiret op i to enheder. Den nederste enhed indeholder

tynde indslag af ler, som splitter reservoiret op i mindre lag.

(Fra /15/).


Simulering af 10 års CO 2 -injektion på flanken af Vedsted-strukturen. Rødt angiver høj CO 2 -mætning, mens blåt angiver lav

mætning. Der sker en ensartet udbredelse af CO 2 i den øvre reservoirenhed, mens tynde indslag af ler i den nedre enhed får CO 2 -

strømningen til at splitte op i mindre faner. (Modoficeret efter /14/).

der der mere end 500 meter ler fra Fjerritslev Formationen,

og disse lag udgør et effektivt segl, da bare

100 meter ler anses for at være tilstrækkelig impermeabelt

for opadsøgende CO 2 - endda med en god

margin.

To ældre seismiske linjer, begge fra 1983, har tilstrækkelig

god kvalitet til - sammen med regionale

data - at give et billede af strukturen. Der er tale om

en aflang, domeformet struktur klemt inde mellem to

forkastninger. En Zechstein saltpude findes i dybere

niveauer, men de sparsomme data giver ikke en entydig

indikation af, om saltet har spillet en hovedrolle

ligesom i Havnsø. Kulminationen ligger formentlig

tæt på Vedsted-1 boringen, hvor Gassum Formationen

træffes i 1.744 meters dybde.

Kapacitetsberegninger viser, at den nederste reservoirenhed

kan rumme 161 Mt CO 2 /13/. Der er ikke

foretaget lignende kapacitetsberegninger på den øverste

enhed, men hvis porøsitetsegenskaberne er nogenlunde

som i den nedre enhed, og udbredelsen sættes

til det samme, så vil der være en yderligere kapacitet

på 65 Mt til rådighed.

Det imaginære CO 2 -lager

Som tilfældet var med Havnsø, så er der udført reservoirsimulering

af CO 2 -injektion med ECLIPSE 100

/15/. Den virtuelle injektion blev foretaget med en

boring placeret på den sydøstlige flanke af Vedstedstrukture

n og med en injektionsrate i samme størrelsesorden,

som CO 2 -produktionen fra det nærliggende

Nordjyllandsværk /15/, /3/, der udleder 1,8 millioner

tons CO 2 på årsbasis. I reservoirmodellen er de enkelte

lag, som er truffet i Vedsted-1 boringen, blevet

tildelt meget stor lateral ensartethed.

Der er kun publiceret meget foreløbige resultater

af den imaginære CO 2 -lagring, men de viser, at de

tynde lerlag har en betydelig effekt på indstrømningen

i den tykke nedre del, mens der ses en mere ensartet

fordeling af CO 2 i den øverste enhed, hvor interne

lerlag er ubetydelige. Undersøgelserne afspejler samtidig

de begrænsninger der ligger i kun at have en

enkelt boring, og giver derfor nok en for stor opsplitning

i den nederste reservoirenhed på grund af den

store laterale kontinuitet, som er tildelt lagene i modellen.

Modellen er dog et godt udgangspunkt for de

videre undersøgelser.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 25


Ketzin - det første demonstrationsanlæg

Danske geologer er ikke kun involveret i CO 2 -projekter

inden for kongerigets snævre grænser. I 2004

startede et EU-støttet projekt i den lille by Ketzin nær

Berlin, hvor geologer fra GEUS er med til at bane

vejen for verdens første demonstrationsanlæg for

geologisk lagring af CO 2 fra et kraftværk.

“Det var en visionær gruppe i Potsdam på GFZ (German

Research Centre for Geosciences, red.), som ansøgte

om et EU-projekt og fik gjort en masse partnere

interesseret,” fortæller Peter Frykman, som er blandt de

danske geologer, der har taget del i forskningen.

Projektet har stor international appel, og hele otte

lande er repræsenteret i projektgruppen, som tæller

26 · Geologisk Tidsskrift 2009

Testlageret i Tyskland

Over hele verden arbejder geologer og ingeniører med at udvikle CO 2 -lagring til en teknologi med fremtid i. Nogle er rene

deponeringsprojekter, andre kombinerer lagring med øget olieindvinding. Det første egentlige testlager på landjorden

ligger lige syd for den danske grænse, og projektet har deltagelse af danske geologer.

18 forskningsinstitutioner og industrielle partnere.

Målet er at demonstrere, at det er både teknisk muligt

og sikkert at lagre CO 2 fra almindelig energiproduktion

i undergrunden, og at CO 2 -lagringen kan opnå almindelig

accept og tryghed hos borgerne i nærområdet.

Ketzin er ikke noget tilfældigt valg. Undergrunden

byder på en velkendt saltryg i 1.500-2.000 meters

dybde. Saltet har skubbet de overliggende lag op i en

antiklinal med sandstenslag, der i Østtysklands tid

blev benyttet til lagring af naturgas. Og på jordoverfladen

er der en række tekniske anlæg fra gasdeponeringen,

som vil blive genanvendt ved CO 2 -lagringen.

“Der var en industrigrund med masser af tekniske

installationer, og så var der en struktur, som de havde

Ketzin. CO 2 -lagringen i Ketzin sker fra et eksisterende industrikvarter. Boringen ses til venstre. Foto: /16/.


udnyttet i de jurassiske sandsten i 250-400 meters

dybde. Man vidste, at strukturen også optræder længere

nede i det, der hedder Stuttgart Formationen,

som er en triassisk sandholdig formation i 500-700

meters dybde,” forklarer Peter Frykman.

I løbet af projektets første år opbyggede geologerne

en model af det potentielle CO 2 -lager baseret på relativt

sparsomme geologiske og geofysiske oplysninger.

Modellen blev herefter forfinet med input fra nye

seismiske undersøgelser, som viste, at der er tale om

en saltryg med to lokale kulminationer, hvoraf kun

den ene bliver anvendt som CO 2 -lager. Toppunktet

ligger i omkring 540 meters dybde, og spillpoint i retning

mod den anden kulmination ligger ca. 100 meter

dybere. I 2007 blev modellen testet med tre 800 meter

dybe boringer, der samtidig skal fungere som henholdsvis

injektionsboring og moniteringsboringer.

Boringerne viser, at Stuttgart Formationen er op til 80

meter tyk og består af både sandsten og mere finkornet

materiale. Om boreresultaterne fortæller Peter

Frykman:

“Det var et system af fluviatile sandsten i en mudret

og siltet floodplain grundmasse. Sandstenslagene i den

øverste del af formationen var hver fem til otte meter

3D seismik fra Ketzin. Amplituden for Stuttgart Formationen

i 3D seismiske data. Høj amplitude (rød, gul og grøn) tyder på

sandede aflejringer, mens lave amplituder (lilla og blå) tolkes

som lerede sedimenter. Det fremgår, at de geologiske forhold

varierer en del. CO 2 -injektionsboringen er markeret. (Fra /17/).

tykke, og man kunne se, at det var i disse lag, at CO 2 -en

ville trænge ind, når man begyndte at injicere.”

De nye data giver i sig selv ikke et klart indtryk af,

hvordan sandlegemerne er fordelt. Heldigvis dukker

Stuttgart Formationen op i dagblotninger flere steder

i det sydlige Tyskland, og studier af disse blotninger

giver et billede af et flodsystem, der transporterede

sand, silt og ler mod sydvest fra et skandinavisk højland

og aflejrede forholdsvis isolerede sandlegemer i

den mere finkormede grundmasse.

“Selvfølgelig kan vi ikke forudsige lige præcis, hvor

sandlegemerne ligger - vi har kun tre boringer inden

for et meget lille område - og vi ved jo heller ikke

meget om variationen i bredden og tykkelsen,” fortæller

Peter Frykman.

Men det man ikke har, må man jo selv skabe:

“Vi måtte hente oplysninger fra lignende fluviatile

miljøer i litteraturen og andre undersøgelser. Så det

brugte vi som udgangspunkt, og så lavede vi en geostatistisk

model, som afspejlede variationen i bredde,

tykkelse og slyngningsgrad,” forklarer Peter Frykman.

Reservoirmodel. Udsnit af reservoirmodellen for Stuttgart Formationen,

der skal fungere som CO 2 -testlager ved Ketzin. Permeabilitetsfordelingen

er vist med farver. Aflange sandlegemer

med relativ høj permeabilitet ses i en grundmatrix af lerede og

siltede flodslette sedimenter med lav permeabilitet. Bemærk

pointbarrer med høj permeabilitet. (Fra /18/).

Modellen honorerede naturligvis de oplysninger,

som fremgik af boringerne, men derudover var det

altså generel geologisk erfaring fra området, analoge

geologiske formationer og geostatistiske beregninger,

som byggede modellen op. En af de analoger, som

indgik i modelopbygningen, var en flodaflejret sandenhed

i Thailand. Aflejringen er begravet på meget

lille dybde, og det har været muligt at foretage en

detaljeret seismisk kortlægning.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 27


“Der kunne vi se, at pointbarresystemerne med det

porøse sand lå pletvist fordelt ned gennem de mere

generelle bælter af sand, som afspejlede flodsystemet.

Så vi lavede en pletvis fordeling af porøsiteterne internt

i kanalbælterne for at inkorporere nogle af de

laterale variationer inde i kanalbælterne,” fortæller

Peter Frykman.

Kerneanalyser fra de tre boringer ved Ketzin blev

herefter anvendt til at vurdere forholdet mellem porøsitet

og permeabilitet, og disse oplysninger blev

herefter lagt ind i modellen.

CO 2 -hanerne bliver åbnet

Injektionsboringen er placeret på flanken af strukturen.

De to moniteringsboringer ligger henholdsvis 50

meter og 100 meter fra injektionsboringen og skal

anvendes til at følge CO 2 -gassens bevægelser i det

geologiske lager. Efter justering af den geologiske

model og opbygning af en reservoirmodel foretog

GEUS en række strømningssimuleringer, som gav et

positivt indtryk af det kommende CO 2 -lager.

Den 30. juni 2008 blev hanerne endelig åbnet og

CO 2 -injektionen indledt. Allerede efter to uger kom

den første CO 2 -melding fra moniteringsboringen, som

ligger tættest på injektionsboringen.

“Det tog forholdsvis kort tid, og det var sådan set

Strømningssimulering. Reservoirmodellen fra Ketzin blev

anvendt til strømningsmodellering af CO 2 -injektionen. Simuleringen

viser, at størstedelen af CO 2 -en strømmer i den øvre

del af reservoiret. Modelresultat leveret af Peter Frykman,

GEUS.

28 · Geologisk Tidsskrift 2009

også forudset af modelleringen, fordi vi vidste, at det

var højporøse og højpermeable sandsten, vi havde

med at gøre, så der var et godt flow. Alle var glade

efter det første gennembrud, fortæller Peter Frykman.

Glæden blev dog afløst af en vis undren:

“I den næste boring, som ligger 100 meter væk, måtte

man vente flere måneder på ankomsten af CO 2 , og det

var ikke forudsagt i den modellering, vi lavede. Vi

havde forbundet sandlegemerne i de tre boringer med

hinanden i en simpel antagelse af, at der var lateral

kontinuitet, forklarer Peter Frykman.”

Den antagelse holdt dog ikke vand i den virkelige

verden, og efterfølgende er modellen blevet justeret,

så den bedre afspejler de faktiske målinger. Den overordnede

geologiske model er dog ikke ændret - et

system af aflange, flodaflejrede sandbånd, som er

orienteret parallelt med de triassiske floders formodede

strømretning mod sydvest, og som stedvis indeholder

tykkere enheder af pointbarresand.

Overvågning

Opfyldningen af lageret med CO 2 bliver også overvåget

med en lang række indirekte metoder, som blandt andet

omfatter elektrisk og seismisk tomografi mellem boringerne.

I større målestok er der i løbet af sommeren og

efteråret 2009 foretaget 2D og 3D seismiske undersøgelser

fra jordoverfladen. De skal så sammenlignes med

de seismiske data optaget inden injektionen for at følge

udbredelsen af CO 2 -gassen i undergrunden. Til forskel

fra de planlagte lagre i Danmark er der nemlig tale om

en komprimeret gas i Ketzin, fordi lagerets dybde ikke

er tilstrækkelig til, at CO 2 kan optræde som en superkritisk

væske.

En vigtig del af projektet er at vurdere sikkerheden

under og efter injektionen af CO 2 . Både luftens CO 2 -

indhold og intensitet og art af mikrobiel aktivitet i

jorden forventes at blive påvirket, hvis lageret er utæt,

og CO 2 slipper op til jordoverfladen. Derfor påbegyndte

projektgruppen allerede i 2005 et såkaldt baseline

studie - en flerårig undersøgelse af de eksisterende

forhold ved jordoverfladen over det kommende

lager. I studiet indgik målinger af de variationer, som

naturligt optræder i luftens CO 2 -indhold. Herudover

er der foretaget en detaljeret analyse af den mikrobielle

aktivitet i de øverste jordlag.

Målingerne viste, at den gennemsnitlige - og naturlige

- udstrømning af CO 2 fra de øvre jordlag varierede

mellem 1 og 5 mikromol/m 2 i løbet af året. Samtidig

viste målingerne, at udstrømningen ikke var jævnt

fordelt, men at vådområder gav det største CO 2 -bidrag.

Variationerne blev tolket som resultatet af højere

mikrobiel aktivitet i sommermånederne og generelt

højere aktivitet i vådområderne, hvor der er mere

organisk stof til stede /18/. Når man på den måde


kender de naturlige udsving, er det muligt at vurdere,

om der opstår anormale forhold, der ikke kan forklares

som naturlig variation.

Ingen udslip

Den 16. august 2009 var der injiceret 19.080 ton CO 2

- først 30 ton dagligt for gradvist at nå op på den

maksimale rate på 78 ton per dag. Og et net af sladrehanke

ved overfladen har målt CO 2 -indhold og mikrober

uden at påvise andre variationer end dem, der

normalt foregår. Så det kan med stor sikkerhed fastslås,

at der ikke har været noget udslip til jordoverfladen.

Det var nu heller ikke forventet. For umiddelbart

over lageret ligger godt 200 meter tykke lag af triassisk

lerskifer og anhydrit, som begge regnes for gode segl,

og højere oppe i lagserien optræder en cirka 100 meter

tyk lagpakke af fed ler fra tertiærtiden. Og de forkastninger,

man har kendskab til, slutter under den fede

tertiære ler. Så ud fra en rent geologisk synsvinkel

skulle der heller ikke være risiko for udslip til jordoverfladen

via forkastningerne. Det er dog ikke kun geologien,

der styrer risikoen, forklarer Peter Frykman:

“Det, der indgår i sikkerhedsanalysen af den værst

tænkelige hændelse er, at forkastningerne transmitterer

CO 2 fra CO 2 -lageret op i det gamle naturgaslager,

og derfra er der så forbindelse via de gamle naturgasboringer

op til overfladen. Så det vil være en sekvens

af hændelser. Og det vil nok ikke være CO 2 , som kom

til overfladen. Det vil sandsynligvis være metangas,

for der er stadig noget metangas i naturgaslageret.”

Derfor moniterer man både for CO 2 og for metan

ved de gamle boringer. Og indtil videre er der ikke

målt nogen af de to gasarter i mængder, som antyder

udslip.

Et pilot-forsøg

Med de godt 19.000 ton CO 2 , som hidtil er pumpet ned

i lageret, er man nået en tredjedel af vejen i denne

demonstrationslagring. Planen er nemlig at injicere i

alt 60.000 ton CO 2 .

“Ketzin kan ikke kaldes et lager, fordi mængden er

så lille. Det er mest et eksperiment eller pilot-forsøg,”

påpeger Peter Frykman.

De 60.000 ton ville da også kun svare til et par ugers

CO 2 fra Nordjyllandsværkets røggas. At der er tale om

et pilot-forsøg snarere end en deponering fremgår også

af kilden til CO 2 . Der er nemlig ikke tale om CO 2 , der

er indfanget fra røggassen på et nærliggende kraftværk.

CO 2 -en stammer fra ammoniumproduktion,

hvor det optræder som et biprodukt, der normalt

finder anvendelse som brus i sodavand. Fra ammoniumfabrikken

bliver CO 2 -en transporteret via tankvogne

til Ketzin - en strækning på 175 kilometer. Her

bliver den komprimeret og opvarmet, så CO 2 -en overgår

til superkritisk tilstand, inden den pumpes ned i

det underjordiske lager. Tryk og temperatur i lageret

er dog ikke tilstrækkelig høje til at CO 2 -en kan forblive

på superkritisk form, så den går gradvis over i

gasform.

Strukturens fremtid som et egentligt CO 2 -lager er

usikker. Myndighederne har kun godkendt reservoiret

til at modtage 60.000 ton. Der skal nye tilladelser til for

at overgå til en egentlig lagring af CO 2 indfanget fra

røggassen af et nærliggende kraftværk, og injektionsraten

skal være betydelig højere end de 78 daglige ton,

der lige nu bliver pumpet ned i Ketzins undergrund.

Alligevel betragter Peter Frykman projektet som en

succes på vejen frem mod geologisk lagring af CO 2 .

De foreløbige resultater har vist, at det er teknisk

muligt og sikkert at deponere CO 2 i undergrunden,

og de mange data og praktiske erfaringer, der bliver

indsamlet, kan anvendes, når CO 2 -lagring i større

målestok skal gennemføres i Danmark eller andre

steder, hvor geologisk CO 2 -lagring er på vej. Samtidig

har borgerne i Ketzins nærområde givet udtryk for, at

de er trygge ved lageret, hvilket var en væsentlig

målsætning med projektet.

Andre geologiske lagringsprojekter

Selv om pilotprojektet i Ketzin er det første anlæg, der

i naturlig skala demonstrerer CO 2 -lagring på landjorden

udelukkende med deponering for øje, så er det

langt fra det eneste projekt med geologisk lagring af

CO 2 . Der er adskillige eksempler fra såvel onshore

som offshore. Ved det norske natugasfelt Sleipner i

Nordsøen finder man verdens største og længst fungerende

egentlige CO 2 -lager, som bliver drevet af

Statoil sideløbende med gasproduktionen. Jurassiske

sandsten på mere end 2 kilometers dybde indeholder

naturgas med 5-10 procent CO 2 . Da naturgas maksimalt

må indeholde 2,5 procent CO 2 , når det skal videresælges

og anvendes, har nordmændene valgt at

ekstrahere CO 2 -en og pumpe den tilbage til undergrunden.

For ikke at påvirke reservoiret med naturgas,

bliver CO 2 -en lagret i en miocæn sandsten på kun en

kilometers dybde. Hvert eneste år siden 1996 er der

blevet indfanget og lagret omkring 1 million tons CO 2 .

Ved udgangen af 2008 var der i alt lagret 11 millioner

tons CO 2 /19/.

Ifølge IEA (Det Internationale Energiagentur) knokler

forskere og energiselskaber rundt om i verden med

omkring 110 forskellige CCS-projekter. Og selvom kun

15-20 af projekterne på nuværende tidspunkt er i gang

med eller meget tæt på at foretage CO 2 -lagring, afspejler

de mange projekter en betydelig interesse på global

skala. Og variationsbredden i de geologiske forhold

er også stor. Både basalter og kullag i undergrunden

er seriøse bud på fremtidige geologiske lagre. De

fleste steder er det dog sandsten, der fungerer som

reservoir.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 29


Canada Acid-Gas

Rosetta-Calpine

Arizona Utilities

Weyburn

Michigan Basin

Decatur Appalachian Basin

Cincinnati Arch

Frio Mississippi (Escatawpa)

Mississippi (Early)

30 · Geologisk Tidsskrift 2009

Sleipner

K12-B

Snøhvit

In Salah

Ketzin

CO2-lagring i salin akvifer

EOR eller lagring i udtjent gas-felt

Gorgon

Otway

Nagaoka

Projekter med aktiviteter inden for CO 2 -lagring fordeler sig over hele verden. USA ligger i front, men Europa er også godt på vej.

(Modificeret efter /28/).


Reducer CO 2 -udledningen ved at øge olieindvindingen!

To af de største spillere på den danske CO 2 -bane -

olieselskaber og kulkraftværker - ser en ny fremtid for

Nordsøen: Reducer CO 2 -udledningen ved at øge

olieindvindingen!

Umiddelbart lyder det som oplægget til en molbohistorie,

men det er ikke desto mindre den tankegang,

der ligger bag skrivebordsplanerne om at sætte ekstra

skub i Nordsøens olieindvinding ved at tilsætte CO 2 .

Enkelt sagt regner både DONG Energy og Mærsk

Olie og Gas med, at CO 2 fra kulfyrede kraftværker kan

ledes ud til nogle af Nordsøens aktive oliefelter, hvor

drivhusgassen pumpes ned i de porøse kalkstensreservoirer

og hjælper til med at presse ellers utilgængelig

olie ud af kalken ved at gøre den mere letflydende. På

den måde slipper kraftværkerne af med et klimaproblem,

mens olieselskaberne forlænger Danmarks mulighed

for at være selvforsynende med olie.

Siden prins Henrik i 1972 åbnede ventilen for de

første tønder olie fra Nordsøens danske sektor, er

olieproduktionen steget støt, og fra midten af 90-erne

har Danmark været selvforsynende og har endda

kunnet eksportere det sorte guld. Men for fem år siden

knækkede kurven i den forkerte retning, og siden da

er produktionen gået ned ad bakke i rask tempo.

Energistyrelsen vurderer da også, at Danmark alle-

Øget olieindvinding med CO 2

CO 2 er ikke kun et miljøskadeligt spildprodukt fra kraftværkernes elproduktion. Det kan faktisk gøre nytte, når det bliver

pumpet ned i næsten udtjente oliefelter og vækker olien til live igen. I halen på den øgede olieindvinding sker der samtidig

reel CO 2 -lagring.

mio. m 3

30

20

10

Selvforsyning

1993 2018

0

1975 1985 1995 2005

nu

Produktion og reservebidrag forbrug

2015 2025

rede i 2019 må indstille sig på at importere olie, hvis

der ikke gøres nye fund, og olieproduktionen fortsætter

med den nuværende teknologi /20/, /22/. Det

sidste er lige netop det, olieselskaberne vil lave om på

med anvendelse af kraftværkernes CO 2 og såkaldt

tertiære indvindingsmetoder.

Indvindingsmetoder

Primære indvindingsmetoder er den traditionelle

teknik, hvor olien bliver pumpet op via lodrette eller

vandrette produktionsboringer. Sekundære indvindingsmetoder

anvender blandt andet vandinjektion,

når den indledende, traditionelle indvinding ikke

længere giver tilstrækkelig med olie. Indvindingsgraden

kan øges yderligere, hvis det lykkes at anvende

de såkaldt tertiære indvindingsmetoder - også kendt

som EOR (Enhanced Oil Recovery) - der som oftest

går ud på at ændre oliens egenskaber, så den bliver

lettere at trække ud af reservoiret. Energistyrelsen har

sammen med Nordsøfonden og Mærsk Olie og Gas

vurderet EOR-potentialet i danske kalkfelter, og

denne undersøgelse viser, at CO 2 -injektion er den

eneste gennemprøvede EOR-metode med et realistisk

dansk potentiale /20/.

“Primære indvindingsmetoder har generelt givet

10 procent indvinding af den olie, der er til stede i

Slut med selvforsyningen. Energistyrelsen forudser,

at den danske olieproduktion i 2018 falder

til et niveau, som ligger under vores forbrug, så

Danmark ikke længere er selvforsynende. Vi kan

dog forlænge selvforsyningen, hvis vi be nytter

CO 2 til at drive mere olie ud af felterne. (Modificeret

efter /22/).

CO 2 tilbage til Undergrunden · 31


kalken, sekundære indvindingsmetoder giver yderligere

20-30 procent, og vi regner med, at tertiær EORtype

indvinding giver mellem 5 og 15 procent ekstra

produktion,” forklarer Nigel Jenvey, som er teknisk

direktør for Carbon and Climate i Mærsk Olie og Gas.

Perspektivet er altså, at olieselskaberne vil gå fra

en udnyttelse af bare 10 procent af den tilstedeværende

olie i Nordsø-felterne med 1970-ernes teknologi

til at trække omkring halvdelen af olien op ved

at anvende af nye metoder, hvor CO 2 spiller en afgørende

rolle.

EOR-indvinding med CO 2 -tilsætning er langt fra

en ny teknologi. Metoden har været anvendt med stort

udbytte i mere end 30 år i USA. Så umiddelbart

kunne det lyde som om, man bare skulle trække på

de amerikanske erfaringer og overføre dem til Nordsøen.

Der er primært to årsager til, at teknologien ikke

uden videre har gået sin sejrsgang i de danske oliefelter.

For det første ligger alle de amerikanske oliefelter

med CO 2 -drevet EOR på landjorden, og generelt er

det langt billigere at udføre konstruktionsarbejder på

land end i havområder. For det andet er den amerikanske

CO 2 altovervejende naturligt forekommende

vulkansk gas, som kan leveres meget billigt - også

selvom CO 2 -en skal transporteres i ledninger over

flere hundrede kilometer. Og den slags naturlige CO 2 -

forekomster er Danmark ikke begunstiget med.

I Danmark er det primært kulfyrede kraftværker,

som skal levere CO 2 -en til olieindvindingen ved hjælp

af en omkostningsfuld CO 2 -fangstmetode, og der vil

sandsynligvis være tale om skibstransport af CO 2 -

gassen ud til oliefelterne i Nordsøen - i hvert fald i den

tidlige fase. Så det er et helt andet og langt dyrere

udgangspunkt end i USA. Til gengæld kan der på langt

sigt blive tale om en reel deponering af CO 2 i stor

skala, selvom der i første omgang også bliver frigjort

CO 2 , når den ekstra olie bliver brugt som brændsel.

Det vender vi tilbage til.

Geokemi i fokus

De store omkostninger ved at forlænge det danske

olieeventyr med EOR betyder, at Mærsk Olie og Gas

ønsker at være helt sikre på et godt resultat, inden de

kaster sig over teknikken. Der bliver derfor udført en

lang række tests - både virtuelle og i laboratoriet.

Mærsk Olie og Gas foretager selv 3D-modellering af

fluid-strømning og har et samarbejde med forskellige

forskningsinstitutioner om de kemiske reaktioner der

sker, når CO 2 møder den danske kalk.

“Vi arbejder med reaktiv transportmodellering med

nye modelleringsværktøjer, der oprindelig er udviklet

som universitetsprogrammer. De er nu integreret med

vores øvrige JOSCO modelleringspakke (3D-modelleringsværktøj,

red.), så modelleringen nu simulerer

de geokemiske reaktioner samtidig med, at den nor-

32 · Geologisk Tidsskrift 2009

male fluid transport bliver modelleret,” forklarer

Nigel Jenvey, som uddyber:

“Vi har altid haft problemet med at lave test på en

lille kalkprøve og så opskalere resultaterne til reservoirskala

reaktioner. Med simulatoren prøver vi nu at

tage laboratorieresultaterne og flytte dem tilbage til

undergrunden i stor skala, men med de detaljerede

processer i behold.”

Et af de problemer, som Nigel Jenvey peger på, er,

at laboratorieforsøg på kalkprøver ofte er gode til at

eftervise den opløsning, der foregår i reservoiret, men

det er vanskeligt at eftervise den genudfældning, som

rent faktisk sker, når man ser på erfaringer fra amerikanske

oliefelter. Problemet ligger i at foretage laboratorieforsøg

under nøjagtig de betingelser, der eksister

i reservoiret. Her giver modelleringen et mere

retvisende billede.

Mærsk Olie og Gas har også fokus på de fysiske

forandringer der kan ske i reservoiret, når CO 2 og vand

bliver blandet i kalkreservoiret, fordi vand og CO 2

danner kulsyre, som kan opløse kalken. Effekten af

den mulige kalkopløsning bliver undersøgt i laboratorieforsøg

hos GEO - det tidligere Geoteknisk Institut

- som tester fysiske forandringer og ændringer i kalkens

styrke. Hvis styrken ændres dramatisk kan det

nemlig medføre beskadigelse af bore- og produktionsinstallationer.

Sprækker kan skabe problemer

Sprækker i kalken er et helt kapitel for sig. Kalken i

den danske Nordsø er ofte meget tæt, og det har været

nødvendigt at udvikle en fraktureringsteknik for

at trække olien ud af reservoiret. Men sprækker kan

også være et problem i forbindelse med CO 2 -drevet

olieudvinding. For hvis sprækkerne danner alt for

direkte forbindelse mellem CO 2 -injektionsboringen

og produktionsboringen, så vil CO 2 løbe den direkte

vej i stedet for at komme ud i formationen og presse

de dyre oliedråber ud. Det vil samtidig betyde, at

CO 2 -lagringen vil blive meget beskeden. Derfor indgår

sprækkestrømning som en væsentlig del af simuleringen

hos Mærsk Olie og Gas, og udvikling af metoder

til at lukke sprækker er også på programmet.

Problemstillingerne står altså i kø foran porten til

CO 2 -drevet olieindvinding i Nordsøen. Men skal

Nigel Jenvey pege på den største tekniske udfordring

er han ikke i tvivl: Usikkerheden om opløsning og -

især - genudfældning i reservoiret, for det kan hindre

muligheden for at presse CO 2 ind i kalken og reducere

evnen til at transportere CO 2 gennem reservoiret.

“Hvis vi ikke kan eftervise de geokemiske interaktioner

korrekt i laboratoriet, så kan vi heller ikke belyse

det korrekt i modelsimuleringer, og så må vi

overveje at udføre en praktisk test i Nordsøen, fortæller

Nigel Jenvey.


Produktionsplatform fra Halfdan-feltet. Foto: Mærsk Olie og Gas.

Der er en række krav, som skal opfyldes, før et af

Nordsøens oliefelter kommer til af snuse til den første

CO 2 fra et kulfyret kraftværk. Hovedkravet er, at feltet

skal være i den sidste del af sin livsbane, hvor alle traditionelle

og billigere indvindingsmetoder har været

anvendt. Det skal altså være inde i den sidste del af den

sekundære indvindingsfase, hvor vandinjektion presser

olien ud. Det skal også være et relativt stort oliefelt, så

der er økonomi i at rigge det om til at modtage CO 2 .

Og så er det en fordel, hvis der allerede er en del injektionsboringer,

som kan genbruges til CO 2 -injektion. Det

snævrer feltet ind til nogle få favoritter, og hvis Nigel

Jenvey skal sætte navn på, så er Dan-feltet og Halfdanfeltet

de to topkandidater i den danske Nordsø.

Halfdan-feltet i miniformat

Halfdan-feltet er et lidt atypisk oliefelt i Nordsøen.

Det optræder nærmest på trods, for der er ingen

egentlig fælde, som lærebøgerne ellers beskriver som

en afgørende forudsætning for at finde olie. Men geologiske

studier af oliefeltet viser, at olien for millioner

af år siden rent faktisk blev fanget i en strukturel

fælde, men at senere tektoniske bevægelser har ændret

strukturen, så lagene nu hælder svagt mod nordøst,

og at olien nu langsomt er på vej væk i den modsatte

retning /22/. Det går dog uendelig langsomt på grund

af skrivekridtets meget lave permeabilitet, så hovedparten

af olien var stadig til stede, da produktionen

startede i 1999. Siden da er der indvundet mere end 40

millioner m 3 olie /22/. Produktionen toppede i 2005

med mere end 6 millioner m 3 , og siden da er produktionsraten

faldet støt. Mærsk Olie og Gas har fra starten

af benyttet vandrette boringer og vandinjektion.

Oliefeltet har også en tvillingebror. Han befinder

sig dog ikke ude i Nordsøen, men lever et tilbagetrukket

liv i et laboratorium på GEUS. Han dækker heller

ikke et område på godt 100 km 2 , men kan rummes i

et halvanden meter højt skab. Der er altså tale om en

Halfdan i miniformat, og faderen til denne tvilling er

geologen Dan Olsen fra GEUS.

“Det er en stor ovn,” forklarer Dan Olsen, “hvor

man har en kerneholder, som prøven kan monteres i.”

Sammen med et kernestykke på op til 46 cm, en

højtrykspumpe og trykflasker til olie, vand og CO 2

udgør ovnen en model af Halfdan-feltet med reservoir,

injektionsbrønde og borerig.

“Riggen har jeg bygget med mine egne hænder,”

fortæller Dan Olsen, “den kan arbejde med tryk op til

690 bar og op til 121 grader Celsius.”

Dan Olsens formål med at bygge en minikopi af

Halfdan-feltet er at teste, hvad der sker, hvis man

prøver at øge olieindvindingen ved tilsætning af CO 2 ,

efter olieproduktion med vandinjektion er ophørt. Når

Dan Olsen udfører sine forsøg, er tryk og temperatur

derfor indstillet nøjagtig som de naturlige betingelser

i Halfdan reservoiret - et væsketryk på 429 bar og en

temperatur på 85 grader Celsius.

Inden Dan Olsen kunne modellere den CO 2 -optimerede

indvinding skulle reservoiret dog ligne det

rigtige Halfdan reservoir. Dan Olsen har derfor an-

CO 2 tilbage til Undergrunden · 33


vendt en kalkprøve fra selve Halfdan-feltet, som han

så har mættet med olie og formationsvand, så olien

udgjorde 77,7 % af porevolumenet - svarende til de

forhold, som eksisterede i reservoiret, inden olieindvindingen

startede.

Herefter har prøven gennemgået det, som svarer

til den almindelige indvinding på Halfdan-feltet.

“Halfdan-feltet produceres udelukkende ved vandinjektion.

Man har en injektionsbrønd, hvor man

injicerer havvand, og så er der en nærliggende brønd,

hvor olien bliver skubbet hen imod, og hvorfra man

så producerer olien.”

“Det kan vi så simulere her ved at pumpe vand

gennem prøven og registrere, hvad der komme ud af

den,” forklarer Dan Olsen.

Olieproduktionen starter

I forsøget pumpede Dan Olsen konstant 0,62 milliliter

saltvand i timen gennem den oliemættede kalkprøve.

Straks fra start begyndte prøven at producere olie i

samme mængde, som det vand, der blev injiceret, men

efter 77 timer kom det såkaldte vandgennembrud. Det

vil sige, at injektionsvandet var nået hele vejen gennem

prøven, og herefter var det primært vand, der blev

produceret med spor af olie. Efter 33 dage kom der

ikke mere olie ud af prøven, og forsøget stoppede. Det

svarer i praksis til det, der vil ske ved en normal

produktio n på Halfdan-feltet, blot er hele processen

34 · Geologisk Tidsskrift 2009

speedet op, fordi injektionsbrønden og produktionsbrønden

i modelopstillingen er mindre end en halv

meter fra hinanden, mens de i det rigtige oliefelt ligger

adskilt med et par hundrede meter.

Da vandinjektionen stoppede, var der blevet produceret

63,8 procent af den olie, som oprindelig var til

stede i kalkprøven, og tiden var nu inde til at forsøge

at bringe denne procentdel op ved at anvende CO 2 .

Allerhelst ville Dan Olsen have pumpet ren CO 2

igennem prøven efter vandinjektionen. Men hans

mini-Halfdan-felt var kun i stand til at operere med

væsker. Derfor var det CO 2 -beriget vand, som i stedet

blev anvendt til forsøget på at presse mere olie ud af

kalkprøven. Vandet var fuldstændig mættet med CO 2 ,

hvilket svarer til omkring 5 vægtprocent af væsken.

EOR’en sætter ind

Det CO 2 -berigede vand blev - ligesom det oprindelige

injektionsvand - sendt gennem kalkprøven med 0,62

milliliter i timen. De første 10 døgn blev der ikke produceret

en dråbe olie. Her blev porevandet i prøven

blot presset ud. Men herefter kom CO 2 -vandgennembruddet,

og samtidig begyndte olien at strømme ud

af prøven igen.

Da eksperimentet havde kørt i 64 dage, var olieproduktionen

fladet ud, og eksperimentet stoppede. På

det tidspunkt var der blevet produceret yderligere 6,1

procent af den olie, som oprindelig var til stede. Men

Halfdan-test. Forsøgsresultater

med CO 2 -beriget

vand, som Dan

Olsen har injiceret i en

olieholdig kalkprøve,

der forinden har gennemgået

en vandinjektion,

indtil olieproduktionen

stoppede. Mere

end 4 milliliter olie blev

produceret med CO 2 -

tilsætningen, svarende

til en produktion på 6,1

procent af det oprindelige

olieindhold i prøven.

Produktionskurven

er korrigeret for opsvulmen

af olien. (Modificeret

efter /21/).


hvad er det ved CO 2 , som vækker olien til live igen,

efter at olieproduktionen med almindelig vandinjektion

er ophørt?

Det der sker, når man tilsætter CO 2 til olie, er, at

CO 2 -en nedsætter oliens viskositet, og det får olien til

at strømme nemmere. Man nedsætter også overfladespændingen,

så oliedråberne kan brydes op i mindre

dråber. Når porevæsken bliver sat i bevægelse af injektionsvandet,

får væskestrømmen oliedråberne til

at bryde op i mindre stykker, som så har lettere ved

at smutte gennem kalkens mindste porehalse og derfor

bliver presset ud af kalken.

Endelig får CO 2 olien til at svulme op - eller svelle,

som det hedder i fagsproget. Når olieandelen - eller

oliemætningen - når ned under en vis andel af porevæsken,

bliver forbindelsen mellem oliedråberne afbrudt

på grund af overfladespændingen, og så kan

olien ikke flyde. Men når der bliver tilført CO 2 -beriget

vand, vil olien opsuge CO 2 -en fra vandet, og det får

olien til at svulme op.

“Når olien svulmer op, fylder den så meget, at der igen

er forbindelse mellem oliedråberne gennem porenetværke t,

og så kan olien strømme,” forklarer Dan Olsen.

Der er altså tre mekanismer, som betyder, at CO 2

har en positiv indvirkning på olieproduktionen.

“Og hvilken mekanisme, der betyder mest, det kan

jeg ikke sige i dette tilfælde,” påpeger Dan Olsen.

En succes er hjemme

Selv om en forøgelse af olieindvindingen på godt 6

procent ikke syner af meget, så betegner Dan Olsen

forsøgsresultatet som en succes, for det viser, at det

rent faktisk er muligt at øge olieproduktionen, når

vandinjektionen er ophørt med at virke.

“Olieselskabernes standardindvindingsmetode i

dag er vandinjektion. Så hvis de skal engagere sig i

CO 2 -EOR, så skal det være bedre end vandinjektion,

fortæller Dan Olsen.

Og forsøget har vist, at det er muligt at lokke ekstra

olie ud af kalken, når vandinjektionen har givet fortabt.

Men olieselskaberne vil ikke kaste sig over CO 2 -mættet

vand som EOR-tilsætning. Hertil er forøgelsen af olieproduktionen

trods alt for lille, og et minimum på 10

procent ekstra anser Dan Olsen for at være realistisk.

Med CO 2 -mættet vandinjektion vil der altid være

noget olie tilbage i kalken efter injektionen - i dette

tilfælde 30,1 procent af den oprindelige mængde -

fordi der bliver nogle små isolerede dråber tilbage i

kalkens porer. Men sådan vil det ikke være med ren

CO 2 , for olie og CO 2 er blandbart, og når vandet er

blevet fortrængt af CO 2 -en, vil den resterende olie

kunne indvindes, selv om produktionsraten gradvist

vil falde. Så i praksis vurderer Dan Olsen, at produktionen

nok vil stoppe, når der er udvundet et sted

mellem ti og 20 procent ekstra.

“Jeg ville meget hellere have lavet dette eksperiment

med superkritisk CO 2 , men jeg havde ikke udstyret

til det, på det tidspunkt,” forklarer Dan Olsen.

Men det har han nu, og han er midt i næste eksperiment,

hvor et nyt kalkfelt i miniformat bliver udsat

for ren CO 2 -EOR.

Syd Arne

Vi forlader Dan Olsens kontor og bevæger os ned til

hans laboratorium, hvor en konstant summen fortæller,

at han er midt i et nyt eksperiment. Dan Olsen

strækker armen frem og udpeger et stålskab som Syd

Arne feltet - i en hjemmelavet miniudgave:

“Vi har både den naturlige temperatur, vi har det

naturlige poretryk (væsketryk, red.), og vi har den

naturlige belastning på materialet svarende til den

lagsøjle, som befinder sig oven på reservoiret.”

Der er ligesom med Halfdan-modellen tale om en

specialbygget ovn, men denne gang er den suppleret

med fem pumper og en tre-fase separator, som kan

opsamle det vand, olie og CO 2 , som bliver produceret.

Dan Olsen og Syd Arne feltet i miniformat.

Foto: Henrik Olsen.

Processen er næsten en kopi af Halfdan-forsøget,

men nu med kerneprøver fra Syd Arne og med fysiske

forhold svarende til dette oliefelt. Først er prøven mættet

med olie svarende til det oprindelige forhold mellem

olie og vand. Herefter er der foretaget en vandinjektion,

indtil der ikke kom mere olie ud af prøven. Den afgørende

forskel på de to forsøg er, at der til sidst bliver

injiceret ren CO 2 , svarende til den proces, man vil anvende

på Nordsø-felterne, hvis metoden slår an.

Forsøgene startede i marts måned og er endnu i

fuld gang her i juni måned, hvor interviewet foregår.

Dan Olsen kan derfor ikke udtale sig om, hvor

CO 2 tilbage til Undergrunden · 35


vellykke t EOR-processen har været, men han kan

dog fastslå, at der rent faktisk er blevet produceret

olie. Kalken er ikke optimal for olieproduktion, så

forsøgene kan næppe tåle en direkte sammenligning.

“I Syd Arne feltet er der ret store mængder af kalk

med dårlig kvalitet. Oliemætningen er rimelig, men

der er dårlig permeabilitet. Med vandinjektion og med

den nuværende teknologi er det uøkonomisk at indvinde

olie fra den. Vi har valgt at tage noget af denne

kalk, som er marginal på nuværende tidspunkt, for at

se, hvordan det reagerer på CO 2 i håbet om, at man

måske kunne inddrage nogle dele af reservoiret, som

er uøkonomiske i øjeblikket,” forklarer Dan Olsen.

Syd Arne feltet har produceret olie siden 1999. Der

er tale om en tektonisk oppresning af kalklagene, hvor

kompression i Tertiær-tiden afløste tension og derved

dannede svagt hvælvede strukturer i Nordsøen. Hess

Denmark er operatør på feltet, som indtil videre har

produceret næsten 20 millioner m 3 olie - siden 2001

primært via vandinjektion /22/. Ifølge Energistyrelsen

er der stadig en producerbar oliereserve på

omkrin g 10 millioner m 3 , og det er den reserve, Dan

Olsen søger at øge via CO 2 -injektion.

Sløret løftes

Fire måneder efter interviewet i det summende laboratorium

kan Dan Olsen løfte sløret for de foreløbige

resultater af forsøget med Syd Arne “look-alike’en”.

CO 2 -injektionen gav hele 23 procent ekstra olie i forhold

til den oprindelige oliemængde - en væsentlig forbedring

sammenlignet med de godt seks procent, som det

CO 2 -berigede vand kunne ryste af sig. Samtidig kunne

Dan Olsen konstatere, at 44 procent af den tilsatte CO 2

forblev inde i kalkprøven, da olieproduktionen stoppede,

og det er positivt set ud fra et lagringssynspunkt.

Der mangler dog stadig en del analysearbejde, og han

ser spændt frem til at afslutte analyserne.

Dan Olsen er dog ikke den eneste, som venter i

spænding på, at han skal blive færdig med kalkprøverne.

Forsøget er led i et projekt finansieret af Højteknologifonden

og DONG Energy. Ud over GEUS

deltager GEO og DTU samt DONG Energy, der er

partner i Syd Arne feltet.

Et af de spørgsmål, som man naturligt må stille,

når CO 2 og kalk holder stævnemøde, er, hvilke ændringer

der sker med kalken. For CO 2 og vand giver

kulsyre, som er i stand til at opløse kalk. Og at det

rent faktisk sker, kunne Dan Olsen se med det blotte

øje, da han havde afsluttet Halfdan-forsøgene. På

kernestykkets endeflade, hvor det CO 2 -berigede

vand var pumpet ind i kalkprøven, var der ved forsøgets

afslutning en tydelig opløsningsgrube. Inde

i selve kalkprøven var porøsiteten dog blot forøget

fra 28,77 procent til 29,09 procent, altså en forøgelse

på en hundrededel. Til gengæld var permeabiliteten

36 · Geologisk Tidsskrift 2009

Opløsning. Halfdan-kalkprøven viste tydelige opløsningsgruber

på den endeflade, hvor CO 2 -beriget vand blev pumpet ind.

Prøvens diameter 28 mm. Foto: Dan Olsen.

steget med hele 23 procent /21/. Så nogen opløsning

og udvidelse af porehalse må der have fundet sted.

Overvågning af reservoiret under CO 2 -injektionen

Hvad der reelt er sket, søger Monzurul Alam fra DTU

at besvare sammen med Ida Fabricius, som er vejleder

på hans ph.d.-projekt.

“Det, som er indgangsvinklen hos os, er spørgsmålet

om, hvor godt man kan monitere det her - det vil

sige, hvordan hænger ændringerne i porøsitet og

permeabilitet og styrke sammen med de petrofysiske

egenskaber lydhastighed, elektrisk ledningsevne og

kernemagnetisk resonans,” fortæller Ida Fabricius.

De tre petrofysiske egenskaber kan nemlig direkte

måles i et borehul med logsonder. Hvis det derfor er

muligt at etablere en pålidelig sammenhæng med

kalkens fysiske egenskaber - porøsitet, permeabilitet

og styrke - så vil man på en let måde kunne beregne

ændringerne af kalken ud fra petrofysiske logs.

Kalkprøverne, som DTU skal foretage målinger på,

er de samme, som dem Dan Olsen har foretaget sine

forsøg på. Det vil sige, at de har gennemgået en vandinjektion

og - for de fleste prøver - en efterfølgende

CO 2 -injektion.

Lydhastigheden siger noget om, hvor godt kornene

hænger sammen - og populært sagt, hvor mør kalken

bliver af CO 2 -strømmen. Den elektriske ledningsevne

skal primært fortælle noget om væskefordelingen i

porerne. Den magnetiske resonans er et udtryk for

porernes størrelsesfordeling.

Ved både at måle på prøver, som kun har gennem-


Måling af petrofysiske egenskaber. Monzurul Alam måler de

petrofysiske egenskaber på kalkprøver fra Syd Arne. Ved at

måle på prøver fra forskellige trin i injektionsprocessen vil han

vise, hvad der sker med kalken, når man bruger CO 2 til at øge

olieindvindingen med. Foto: Henrik Olsen.

gået vandinjektion, og på prøver, som har været udsat

for CO 2 -injektion men er stoppet på forskellige trin i

injektionsprocessen, er målet rent petrofysisk at eftervise,

hvad der sker med kalken, når man bruger CO 2 -

EOR. Hvis det lykkes at få pålidelige resultater, vil de

petrofysiske metoder kunne anvendes til at overvåge,

hvad der sker nede i reservoiret, mens man foretager

CO 2 -injektionen - både hvad der sker med selve kalken,

og hvad der sker med fordelingen af olie, vand

og CO 2 .

Syd Arnes forskellige kalktyper

Ida Fabricius håber også at få belyst, hvordan forskellige

kalktyper i Syd Arne feltet opfører sig:

“Der er stor fysisk forskel på Ekofisk Formationen,

der er Palæogen, og Tor Formationen fra Kridttiden.

Og så er der også en stor geografisk variation på Syd

Arne,” forklarer Ida Fabricius.

Hun har derfor valgt materiale fra begge formationer

og i to boringer. På den måde har hun fået fire

meget forskellige prøver at måle på. Det er især lerindhold

og kiselindhold, som varierer fra prøve til

prøve, men også porøsiteten er forskellig.

Når forsøgene er afsluttet, håber Ida Fabricius derfor

at have beviser for, at den petrofysiske monitering

kan benyttes til flere typer af kalk, og at den derfor

bliver mere generelt anvendelig, hvis øget olieindvinding

bliver aktuel i Nordsøens kalkfelter.

Men selv om CO 2 -EOR ikke skulle blive til noget,

så er forsøgene langt fra spildt, set gennem Ida Fabricius’

runde briller:

“Det morsomme er naturligvis det geologiske

aspekt. Hvad foregår der egentlig, når forskellige

væsker bevæger sig gennem bjergarten? Det er det

morsomme for mig,” fastslår hun.

Bjergartens opførsel er altså i fokus, når Ida Fabricius

og Monzurul Alam laver deres forsøg. Men i en

anden del af DTU er det selve væsken, der bliver kigget

efter i sømmene. Hvordan opfører olien sig helt

præcis, når CO 2 bliver tilsat? Og hvilken betydning

har temperatur og tryk for processen? Det er nogle af

de spørgsmål, som skal besvares. Forsøgene er dog

endnu ikke påbegyndt.

Kalkens styrkeegenskaber er til gengæld målet for

GEO’s forsøg, hvor de udsætter de CO 2 -påvirkede

prøver for belastning. Det har nemlig en praktisk

betydning på oliefeltet. De enkelte boringer kan måske

blive ustabile, hvis der sker opløsning af den omkringliggende

kalk. Kalkopløsning kan også medføre kompaktion,

så hele området måske sætter sig og giver

problemer for olieplatformen. Men der kan også være

positive effekter af en eventuel kompaktion. Den er

nemlig med til at presse olien ud af kalken på samme

måde, som når man presser vand ud af en svamp.

GEO’s forsøg, som ikke er afsluttet, skal vise, hvor

meget deformation og kompaktion vi kan vente os,

hvis CO 2 -drevet EOR bliver en realitet i Nordsøens

kalkfelter.

En EOR pilot

De mange forsøg udført af forskningsinstitutionerne

skal ikke bare leve deres eget liv. De spiller sammen

med en reservoirmodellering af processerne i kalken

og en konkret plan for at opføre en testopstilling - en

såkaldt pilot - til CO 2 -EOR på olieplatforme. Den del

har DONG Energy stået for, og forskningschef Morten

Stage har samtidig været projektleder for hele det

Højteknologifond-støttede projekt.

“Det har hele tiden været planen, at når projektet

sluttede, så skulle der ligge en masse konkrete tekniske

data fra de akademiske partnere, og fra vores side

skulle der ligge en projektplan for en pilot, og det gør

der sådan set også,” forklarer Morten Stage.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 37


Og når Morten Stage bruge udtrykket “sådan set”,

så dækker det over, at projektplanen aldrig bliver realiseret

i form af en egentlig pilot, som kunne afprøves på

Syd Arne og andre oliefelter i Nordsøen - en drøm alle

projektpartnerne ellers har haft lige fra projektets start.

Om baggrunden for projektet fortæller Morten Stage:

“Der var mange, der begyndte at snakke om CO 2 -

injektio n, men det rykkede ikke rigtig. Vores ide var

så, at hvis vi kunne lave en meget lille skala af CO 2 -

injektion, et sted i Nordsøen, så ville det ikke alene

give os teknologisk viden, men det kunne også bryde

den psykologiske barriere med, at der var nogen, som

turde at gå ud og injicere CO 2 på en offshore installation.

Og det er sådan set det, projektet går ud på.”

Men den psykologiske barriere er ikke blevet brudt

med dette projekt. For selv om skrivebordsmodellen af

piloten nu ligger klar, så erkender Morten Stage, at det

var det næste skridt - afprøvning af piloten på et oliefelt

- der skulle til for at bryde barrieren. Og den afprøvning

bliver ikke til noget. Det er der flere årsager til.

Normalt vil man anvende en injektionsbrønd og

bruge CO 2 til at skubbe olien hen til produktions

brønden.

“Men brøndene i Nordsøen er så dyre, at det kan

være svært for en operatør at sige: Vi tager lige de her

to brønde ud til en pilottest. Og der kan sagtens gå et

par år, før man ser responset. Så det troede vi ikke på

var realistisk,” fortæller Morten Stage om tankerne

bag projektet for tre-fire år siden.

DONG Energy valgte derfor en teknik, hvor kun

en enkelt brønd var i spil, og den skulle både agere

injektionsbrønd og produktionsbrønd. Tanken var at

injicere CO 2 i en periode og aktivere noget af den ellers

immobile olie omkring brønden, for så bagefter at

producere den mobiliserede olie via samme brønd.

“Vi har - sideløbende med de akademiske partneres

forsøg - bygget en reservoirmodel, en Syd Arne “lookalike”,

hvor vi har prøvet at optimere EOR-processen,

fortæller Morten Stage.

Og reservoirsimuleringerne viste, at én-brøndsteknikken

havde et væsentligt problem.

“CO 2 -en går ind og mobiliserer olien og skubber

den længere ind i formationen. Når man så tilbageproducerer,

sænker man jo trykket, og det betyder, at

CO 2 -en overgår til en gasfase, og så kommer man til

at producere al CO 2 -en, men olien forbliver måske

tilbage. Så i princippet kan vi have en meget positiv

test, hvor vi mobiliserer olien, men vi kan ikke monitere

det. Vi har så konkluderet, at det er for høj en risiko.

Man skal nemlig nødig lave en test, som er positiv,

men som kan tolkes negativt. Og det betyder, at

vi bliver nødt til at lave den på en anden måde, hvis

den skal laves, forklarer Morten Stage.

Der kan så blive tale om separate injektions- og

indvindingsboringer - eller om injektion af meget

38 · Geologisk Tidsskrift 2009

større CO 2 -mængder og en længere produktionstid,

vurderer Morten Stage.

Den psykologiske barriere

Selv om den psykologiske barriere ikke er brudt helt

ned, så er den dog flyttet væsentligt. Siden projektets

fødsel er der blandt operatørerne i Nordsøen kommet

meget større opmærksomhed omkring CO 2 -EOR -

blandt andet på grund af DONG Energy’s aktiviteter,

vurderer Morten Stage. Og mange taler nu om piloter,

som er betydeligt større end den, Morten Stage har

været med til at designe. DONG Energy har derfor

valgt at klappe CO 2 -hesten, indtil der er et klarere

billede af, hvilken størrelse og type pilot, operatørerne

vil være interesseret i at afprøve.

På trods af, at piloten i denne omgang er nødlandet

på skrivebordet, så pointerer Morten Stage, at DONG

Energy arbejder videre med EOR. Og han ser store

perspektiver i CO 2 som drivmiddel i en øget olieindvinding

i Nordsøen.

“Hvis man kigger på Energistyrelsens prognoser

for den fremtidige olieproduktion, så vil den falde. De

siger, at der skal komme et teknologisk bidrag, som

skal øge olieproduktionen, sådan at vi ikke løber tør

for hurtigt. Jeg ser CO 2 som en rigtig god kandidat til

dette teknologiske bidrag,” fortælle Morten Stage, og

uddyber: “Der er så meget erfaring fra USA med, at

CO 2 vil øge olieindvindingen i kalkfelter, så på baggrund

af det, vurderer vi, at der vil være store muligheder

for at øge indvindingen i Nordsøen.”

Lagringsperspektiver

Den øgede tertiære olieindvinding er det umiddelbare

perspektiv. Men når den klinger af, ser Dan Olsen

fra GEUS også muligheder for egentlig CO 2 -lagring:

“Jeg ser meget store perspektiver i det. Hvis man kan

få økonomien til at hænge sammen, så har man jo faktisk

her en metode, hvor du kan slippe af med rigtig

store mængder CO 2 fra kraftværksrøg - bortskaffe den

fra atmosfæren. Man vil godt nok producere en del af

CO 2 -en sammen med olien, men når CO 2 -en først er

kommet ud til oliefelterne i Nordsøen, så er det ikke

noget spildprodukt, så har det en høj værdi. Så operatørerne

vil genindvinde og genbruge den. Og når man

så engang har tømt oliefeltet, så har man jo en struktur,

som for mig at se vil være meget velegnet til deponering

af CO 2 . Så kan man jo fortsætte CO 2 -injektionen. Man

har jo pumper, man har rigge, man har pipelines, man

har hele infrastrukturen. Så jeg ser det som en totrinsraket,

hvor man kan starte med CO 2 -EOR og så -

når man engang ikke kan få mere olie ud af det - så kan

man bruge feltet som CO 2 -deponi.

Selv om man ikke vælger at injicere CO 2 , efter olieindvindingen

er stoppet, vil oliefeltet alligevel fungere

som et CO 2 -deponi, forklarer Dan Olsen:


Princippet i EOR med CO 2 . Når man øger indvindingen af olie ved hjælp af CO 2 -drevet EOR, driver man en del af restolien ud af

reservoiret og øger dermed den samlede mængde olie fra oliefeltet. Efter en tid stopper olieproduktionen, og reservoiret vil blive

fyldt med CO 2 (Fra /27/).

“Ved Syd Arne eksperimentets afslutning var CO 2 -

mætningen i kalkprøvens porer nået op på 66,3 procent

efter injektion af en CO 2 -mængde, der svarer til

151 procent af porevolumenet.”

Selv om der er produceret en del CO 2 sammen med

olien, er 44 procent af den injicerede CO 2 altså blevet

inde i kalkprøven. Så der er faktisk tale om reel CO 2 -

lagring, og det er interessant ud fra et deponeringssynspunkt.

Morten Stage fra DONG Energy er enig i, at der vil

være en form for deponeringseffekt knyttet til den

øgede olieindvinding, men han er dog ikke helt så

optimistisk, når talen falder på et fortsat liv som CO 2 -

deponi.

“Når du har lavet din CO 2 -flood, så kan du måske

injicere CO 2 i et stykke tid bagefter, men hvis du ikke

samtidig producerer det vand, der er dernede, så er

det ikke store mængder CO 2 , du vil kunne lagre bagefter.

Og når du producerer vand, hvad skal du så gøre

af det, for man må ikke dumpe formationsvandet. Så

lagringsperspektivet er i langt højere grad i nedlagte

gasfelter, hvor trykket er meget lavt, eller i akviferer

- både på land og offshore.”

Nigel Jenvey fra Mærsk Olie og Gas er dog overbevis

t om, at der også er et egentligt lagringsperspektiv.

Han ser det som en tre-trinsraket, hvor CO 2 -EOR

er første trin fulgt af lagring i det tømte oliefelt og

afsluttende med deponering i de vandfyldte reservoire r

i andre dele af den pågældende geologiske struktur,

hvor oliefeltet befinder sig.

Nigel Jenvey ser også nogle helt særlige fordele ved,

at A. P. Møller gruppen både er involveret i olieindvinding

og skibstrafik.

“Vi mener, at vi har en moderne og integreret løsning

til transport af CO 2 med skibe i den tidlige fase

af CCS. På længere sigt vil et system af sammenkædede

CO 2 -gasledninger måske blive anvendt. Men i

det tidlige stadie - indtil teknologien bliver modnet,

og mens problemerne bliver løst med hensyn til, hvor

CO 2 -en skal komme fra, og hvor injektionen skal

foregå, så er en fleksibel løsning nødvendig. Og det

er hvad CO 2 transportskibe kan tilbyde.”

CO 2 tilbage til Undergrunden · 39


Time out i Vedsted

“Vattenfall udskyder CO 2 -lagringsprojekt i Nordjylland”.

Den 1. september 2009 udsendte Vattenfall en pressemeddelelse

med denne overskrift og bremsede

hermed muligheden for at etablere et dansk CO 2 -lager

allerede inden for de nærmeste fem år. 2014 har ellers

været Vattenfalls deadline for etablering af et CO 2 -

renseri på Nordjyllandsværket kombineret med et

underjordisk lager i Vedsted. Anlægget skulle nemlig

udgøre et af de 10-12 fuldskala demonstrationsanlæg,

som EU vil støtte i et kommende CCS-demonstrationsprogram.

Men for at være kandidat, skulle anlægget

være i operation i 2015, og det mål har Vattenfall opgivet.

Vattenfall ønsker i stedet at satse på et projekteret

demonstrationsanlæg i Jänschwalde i den tyske delstat

Brandenburg. Erfaringerne fra det anlæg og andre

CCS-aktiviteter vil Vattenfall så benytte, når - eller hvis

- det danske anlæg skal realiseres. Denne satsning ser

allerede nu ud til at give pote, for den 9. december

2009 meddelte EU’s energikommissær, Andris Piebalgs,

at Jänschwalde demonstrationsanlægget vil

modtage op mod 180 mio. Euro i støtte fra EU-Kommissionen.

Pengene kommer fra EEPR (European

Energy Programme for Recovery), det europæiske

genopretningsprogram for energiområdet, der blev

vedtaget i juni 2009. I alt seks CCS-projekter modtager

støtte fra dette EU-program. Det er planen, at CCSkraftværket

i Jänschwalde skal stå klar i 2015.

Der er altså på den ene side dømt time out for Vedsted,

og et lager vil ifølge Vattenfall først blive etableret

efter 2020. På den anden side er Vattenfall nu sikret

et vigtigt teknologisk CCS-løft gennem etableringen

af et fuldskala CCS-anlæg, og det kan i den sidste ende

være en fordel for det danske projekt - forudsat at de

tyske erfaringer er positive.

Søren Frederiksen fra Energistyrelsen siger:

”Selvom Vattenfall har sendt Vedsted til hjørnespark

til den anden side af 2020, når teknologien er

kommercielt tilgængelig, så behandler vi stadig deres

ansøgning om tilladelse til etablering af et CO 2 lager.

De har ikke trukket deres ansøgning tilbage. Og trods

barriererne er der stadig store perspektiver i teknologien.

Vi må følge med og se, om det er noget vi kan

bruge i Danmark. Men om der vil være specielt meget

40 · Geologisk Tidsskrift 2009

Er der en fremtid for CO 2 -lagring i Danmark?

Efteråret 2009 har været hårdt for de danske drømme om CO 2 -lagring i undergrunden. Flere projekter er lukket eller sat

på standby, og klimatopmødet, COP15, i København var heller ikke den løftestang, mange havde håbet på. Til gengæld er

EOR-planerne blevet mere konkrete.

fokus på området afhænger jo af, om der er selskaber,

der kan se en fordel i at udnytte og opdyrke teknologien.

De barrierer, som Søren Frederiksen refererer til, er

først og fremmest at teknologien endnu ikke er afprøvet

i stor skala. Globalt set er der endnu ingen større

kraftværker, der har knyttet teknologien til sig. Hele

kæden i CCS-processen er endnu ikke demonstreret i

fuld skala. Der er masser af demonstrations- og forsøgsanlæg

rundt omkring, men ingen fuldskala anlæg.

Om årsagen siger Søren Frederiksen:

”Det er simpelt hen for dyrt at etablere disse anlæg,

og der bruges megen energi til CO 2 rensningen. Vi

plejer at sige, at man i grove tal skal have fire kraftværker

for at få strømmen fra tre. Sådan er det med

den viden, man har i dag, men det vil garanteret være

noget, man kunne udvikle og forfine på. Det er fremtiden

at få nedbragt energiforbruget i CCS-processerne

eller få udviklet nogle nye”.

CO 2 -kilden der fordufter

Asnæsværket har gennem de sidste 20 år været en af

de allerstørste CO 2 -udledere i Danmark. Samtidig rummer

nabolaget et af de tre største potentielle CO 2 -lagre

i den danske undergrund i form af Havnsø-strukturen.

Derfor har Havnsø længe været en oplagt kandidat som

et af Danmarks første geologiske CO 2 -lagre.

Den geologiske struktur er der ikke lavet om på. Til

gengæld bliver der snart lavet om på udledningen af

CO 2 fra Asnæsværket. Den 27. oktober 2009 annoncerede

DONG Energy, at den store blok 5, der står for

95 procent af værkets samlede CO 2 -udledning, bliver

lukket den 1. april 2010. Samtidig bliver blok 4 på

Studstrupværket lukket.

Beslutningen har flere årsager. DONG Energy har

i et par år haft underskud på de kulfyrede kraftværker,

og så har DONG Energy mere afdæmpede forventninger

til CCS, end de havde tidligere på grund af den

høje udviklingspris. Samtidig betyder finanskrisen, at

efterspørgslen på energi i Norden er faldet gennem

det sidste halvandet år. Endelig har DONG Energy

besluttet, at deres fremtidige klimavenlige linje primært

betyder en satsning på vindmøller og biomasse,

og der vil ikke blive investeret i nye kulfyrede kraftværker

i Danmark på denne side af 2020.


DONG Energy skruer dog ikke låget på CO 2 -rensning

og -lagring uhjælpeligt fast. Til Ing.dk udtaler

udviklingschef Charles Nielsen, at man sagtens kan

forestille sig, at rense røggassen fra biomasseanlæg

og lagre den udskilte CO 2 i undergrunden /23/. Og

hvis der kommer nye kulfyrede anlæg i Danmark, er

han sikker på, at de bliver forsynet med CCS.

For Havnsø betyder kovendingen dog, at der næppe

bliver et CO 2 -lager under den lille sjællandske havneby

inden for et overskueligt tidsrum. De blot 188.000 tons

CO 2 , som Asnæsværket fremover kommer til at udlede

årligt, vil sammen med Statoils 500.000 tons ikke

kunne retfærdiggøre de store anlægsomkostninger til

etablering af CCS ved Havnsø. Og uden Asnæsværket

som rambuk er det vanskeligt at forestille sig, at de

store punktkilder i København på tilsammen næsten 6

Mt CO 2 årligt vil finde vej til Havnsø. For i det nuværende

finansielle klima er der næppe økonomi til at

etablere en mere end 85 kilometer lang CO 2 -rørledning,

som skal lægges oven i de øvrige udgifter.

Rygvind for offshore lagring og EOR

Mens de danske aktører inden for CO 2 -lagring på land

hovedsagelig har driblet baglæns i sidste del af 2009,

så har en af EOR-aktørerne til gengæld rykket frem på

banen.

Den 15. december 2009 - midt under klimatopmødet

COP15 - meddelte Mærsk Oil og Mærsk Tankers, at de

sammen med de to finske energiselskaber Fortum og

Teollisuuden Voima (TVO) vil udvikle CCS-teknologien

på det kulfyrede kraftværk Meri-Pori i Finland.

Anlægget skal kæmpe med andre europæiske kandidater

om anerkendelse som CCS-demonstrationsanlæg

og opnå støtte fra EU, og det forventes køreklart i 2015.

Kraftværket producerer 565 MW og udleder næsten

2,7 Mt CO 2 årligt. Når CO 2 -renseriet er blevet installeret,

vil halvdelen af røggassen blive renset, og det vil ske

med en effektivitet på omkring 90 procent af CO 2 -en.

Udledningen vil altså blive reduceret med 1,2 Mt CO 2

per år.

Den udskilte CO 2 skal på langfart, før den finder sit

endelige deponi. Det bliver nemlig danske oliefelter i

Nordsøen, CO 2 -en skal lagres i, og Mærsk vil stå for

transporten af den flydende CO 2 i specialbyggede

tankskibe. I planerne indgår både CO 2 -drevet EOR og

egentlig lagring i udtømte olie- og gasfelter.

I modsætning til perspektiverne for den ”traditionelle”

CO 2 -lagring ser Søren Frederiksen fra Energistyrelsen

noget mere optimistisk på fremtiden for EORteknologien.

”Der er helt afgjort en fremtid for EOR. Det vil være

en rigtig god måde at skille sig af med et problem på

og samtidig få indtægter fra olien, som vi ved ligger i

undergrunden. Der vil komme CO 2 ud med olien, men

den må man så fjerne. Det kræver dog, at man investe-

rer nogle midler i nye offshore-anlæg - noget kan

genbruges, men der må også bygges nyt”.

Prisbomben under CCS

Nøglen til fremtiden for geologisk CO 2 -lagring i Danmark

ligger ikke så meget i usikkerhed om undergrunden.

Det er to priser, som er helt afgørende for, hvilken

vej CO 2 -vinden blæser: prisen for CO 2 -rensning, og

prisen for en kvote til at udlede CO 2 .

Prisen for at rense et ton CO 2 ligger ifølge det seneste

skøn et sted mellem 50-80 euro med den eksisterende

teknologi - først og fremmest drevet i vejret af

det høje energiforbrug til renseriet /24/.

Den anden vigtige pris, kvote-prisen for hvert ton

CO 2 man udleder ud over den tilladelse, man har, lå

i første halvdel af 2008 på 25- 30 euro i Europa. Siden

da er den faldet til et niveau på lige under 15 Euro

umiddelbart inden COP15 i december 2009. Det

magre udbytte af COP15 betød et styrtdyk for kvoteprisen,

så den efter klimatopmødet lå helt nede på

under 13 euro.

Eksperter fra både energiselskaber og olieselskaber

peger på prisgabet mellem CO 2 -rens og CO 2 -kvoter

som den afgørende barriere for, at CCS kan slå

igenne m som klimateknologi. En fortsat lav kvotepris

er gift for CCS - det kan simpelthen bedre betale sig

at købe aflad for CO 2 -forureningen end at lagre sig ud

af klima-klemmen.

Euro pr. ton CO2

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Økonomisk gab

Skønnet pris for CCS

Forudsigelse af CO2 kvote-prisens udvikling

Demofase

Overgangsfase Kommerciel fase

Fra demofase til kommerciel fase. I 2008 fremstillede ZEP

denne fremtidsvision for prisudviklingen frem mod 2015. Ved

stort prisgab mellem CO 2 -rens og -lagring (CCS) og kvoteprisen

er der kun tale om demonstrationsanlæg. CCS bliver

først kommercielt interessant, når de to priser for alvor nærmer

sig hinanden. Visionen forudså ikke den økonomiske krise.

(Modificeret efter /25/).

CO 2 tilbage til Undergrunden · 41


Der er ikke tvivl om, at teknologiforbedringer med

tiden vil bringe prisen på CO 2 -rens ned. Det er langt

mere uvist, hvordan kvoteprisen for CO 2 vil udvikle

sig. Hvis ikke de to priser bliver niveaumæssige naboer,

så har geologisk lagring af CO 2 trange vilkår i

fremtidens energilandskab.

Det er heller ikke slut med udfordringerne, selv om

prisen på CO 2 -rensning og kvoteprisen nærmer sig

hinanden. Hvis CO 2 -EOR skal blive en realitet, er der

nemlig tale om en infrastruktur-udfordring i den helt

tunge ende af skalaen.

“Den mængde CO 2 , der skal flyttes rundt, er lige så

stor, som den mængde naturgas, vi flytter rundt i

landet nu. Så kan man sammenligne med, hvor stort

et projekt naturgasprojektet var tilbage i 80-erne. Det

er et kæmpestort projekt, som koster mange milliarder.

Og det er i princippet den samme form for infrastruktur,

vi skal have etableret,” forklarer Morten Stage fra

DONG Energy.

Eksport af CCS-knowhow?

Ifølge Søren Frederiksen fra Energistyrelsen har Danmark

dygtige forskere og kraftværksfolk, der måske

kunne bidrage til en mulig nicheeksport af CCS-viden

på den lange bane. Han mener dog, at der næppe vil

være mange arbejdspladser i foretagenet.

Niels Poulsen fra GEUS er en af de forskere, der

arbejder internationalt med CCS. COACH er et netop

afsluttet stort EU-Kina projekt, hvor europæisk viden

blev overført til Kina. Landet anvender allerede EOR

42 · Geologisk Tidsskrift 2009

CO 2 -kvoteprisen. Udviklingen

i kvoteprisen på EU-markedet

for CO 2 -kvoter viser et fald fra

midten af 2008 i takt med at den

økonomiske krise tog til. Det er

en uheldig udvikling for CO 2 -

rens og -lagring. (Fra /29/).

i en håndfuld oliefelter, og nogle af de nye kraftværker,

der hvert år opføres, er gjort klar til CCS. GEUS’ rolle

i projektet har været at træne sine kinesiske medspillere

i at opstille og bruge geologiske beregningsmodeller.

Viden om strukturer og reservoirparametre skal

indsamles og vurderes for i sidste ende at kunne bestemme,

hvor meget CO 2 , der kan lagres, og hvor

hurtigt den kan pumpes ud i bjergarten. Kan den knowhow,

som GEUS har på CCS-området, bruges som

springbræt til en videneksport? Niels Poulsen siger:

”Nej, det tror jeg ikke. Vores rolle i projektet har

været metodeudvikling, og den viden er udbredt. Både

europæerne (CSLF Task Force), japanerne, australierne

og amerikanerne (US DOE Methodology) er

langt fremme med teknologiudviklingen. Så man kan

ikke sige, at Danmark har en speciel førerposition på

området, selvom vi har oparbejdet en stor viden”.

Ifølge Niels Poulsen viser alle internationale undersøgelser

fra blandt andet organisationer som World

Energy Outlook, OECD og IEA, at man ikke udelukkende

kan fokusere på en enkelt metode, som for

eksempel atomkraft eller vindenergi, men derimod

skal anvende alle metoder for at løse CO 2 -problemet.

Derfor fortsætter GEUS arbejdet med at få viden om

CCS også i årene fremover.

Forsinkelse eller stop

Ser man i bakspejlet, så var udsigten for CO 2 -lagring

i Danmark betydelig lysere i starten af 2008 end nu to

år senere. I mellemtiden er finanskrisen kommet på


tværs, og det har både medført lavere efterspørgsel

på energi, økonomiske problemer for energiselskaber

og en drastisk faldende CO 2 -kvotepris. Alle disse

faktorer har trukket i samme retning – væk fra CCS

og geologisk lagring af CO 2 . Men det betyder ikke

nødvendigvis, at geologisk lagring er droppet som en

mulighed i fremtidens klimavenlige energi-Danmark.

Vattenfall har godt nok trådt på bremsen i Nordjylland,

og Vedsted kommer ikke med i puljen af demonstrationsanlæg.

Men Vattenfall går videre med CCSteknikken

i Tyskland, og hvis det giver gode resultater,

er der er reel mulighed for, at Vedsted og Nordjyllandsværket

på længere sigt kan tage fat på CCS. Og man

må formode, at CO 2 -renseprocessen til den tid er bedre

og – ikke mindst – billigere. Vattenfall er da også langt

med deres undersøgelser af selve lageret. I 2008 blev

der foretaget 2D-seimiske undersøgelser i et 500 kvadratkilometer

stort område, og en forfinet reservoirmodel

og strømningssimulering blev gennemført. Og

umiddelbart inden der blev trådt på bremsen, planlagde

Vattenfall detaljerede 3D-seimiske undersøgelser,

som skulle give et præcist billede af den geologiske

struktur og især vise, hvordan forkastningerne forløber,

så de kunne tages i ed, når lageret skulle etableres.

Derfor er man faktisk langt i projektet, og et CCS-anlæg

vil sandsynligvis kunne tages i brug mindre end fem

år efter, foden eventuelt løftes fra bremsen.

Det nye nordiske initiativ med finsk CO 2 til EOR og

lagring i Nordsøen kan også skubbe på i retning af mere

udbredt geologisk CO 2 -lagring. Initiativet er dog så nyt,

og der er ikke sluppet så mange konkrete oplysninger

ud, så det er uvist, hvor omfattende dette projekt bliver,

og om det i det hele taget bliver realiseret.

Endelig er der et interessant perspektiv i DONG

Energys udmelding om, at de godt kan forestille sig

en fremtid, hvor biomasseanlæg bliver koblet sammen

med CO 2 -rens og lagring i undergrunden – en tanke

Vattenfall også har luftet. Hvis det bliver en realitet,

vil der ikke kun blive tale om CO 2 -neutral energi. Der

vil blive tale om at trække CO 2 ud af atmosfæren, og

den tankegang har på det seneste fået en betydelig

mere positiv modtagelse end traditionel CCS.

Så CCS og dermed geologisk lagring af CO 2 er langt

fra lagt død i Danmark. Og at der fortsat er interesse

for CCS viser et opslag dateret februar 2010 fra Nordic

Innovation Centre /26/. Her opfordres interesserede

til at søge midler inden for Topforskningsinitiativets

delprogram ”CO 2 -fangst og -lagring”. Målet er at bidrage

til et overblik over potentialerne inden for CCS

i Norden.

Tak

Forfatterne vil gerne takke forskere og andre eksperter,

som har bidraget med interviews og materiale til

denne artikel. Tak til redaktøren, Kurt H. Kjær, som

har læst manuskriptet igennem i sin helhed og givet

konstruktive kommentarer. En særlig tak til Peter

Frykman, som har givet mange konstruktive kommentarer

til flere generationer af manuskriptet. Carsten

Tuesen har stået for den grafiske bearbejdning af

illustrationsmateriale. Udarbejdelsen af artiklen er

støttet økonomisk af Videnskabsministeriets Tips- og

lottomidler.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 43


Kilder og noter

1. I artiklen optræder interviews med eksperter fra

DONG Energy og Mærsk Olie og Gas. Vi har også

interviewet personer fra Vattenfall, men efter deres

CCS-projekt i Vedsted blev sat på pause, har de

desværre ikke ønsket at blive citeret, ligesom de

ikke ønskede, at vi citerede fra det fortrolige materiale,

vi oprindelig havde fået udleveret.

2. Boden, T.A., G. Marland, R.J. Andres. 2009: Global,

Regional, and National Fossil-Fuel CO 2 Emissions.

Carbon Dioxide Information Analysis Center, Oak

Ridge National Laboratory, U.S. Department of

Energy, Oak Ridge, Tenn., U.S.A. doi 10.3334/

CDIAC/00001.

3. CO 2 GeoNet, 2008: Hvad betyder geologisk lagring

af CO 2 egentlig? Udgivet af CO 2 GeoNet European

Network of Excellence. 20 s.

4. IEA, 2008: Energy efficiency indicators for public

electricity production from fossil fuels. IEA information

paper, 23 s.

5. www.chem.leeds.ac.uk/People/CMR/criticalpics.html

6. CO 2 CRC

7. Laier, T., 2008: Chemistry of Danish saline formation

waters relevant for core fluid experiments.

GEUS rapport 2008/48

8. Xu. T,, Apps, J. A., Pruess, K., Yamamoto, H., 2007:

Numerical modeling of injection and mineral trapping

of CO 2 with H2S and SO 2 in a sandstone

formation. Chemical Geology 242, 319-346

9. Larsen, M., Bech, N., Bidstrup, T., Christensen, N.

P., Vangkilde-Pedersen, T., 2007: Kalundborg case

study, a feasibility study of CO 2 storage in onshore

saline aquifers. CO 2 STORE. Danmarks og Grønlands

Geologiske Undersøgelse Rapport 2007/3. 79

s.

10. Nielsen, L. H., Anthonsen, K. L., 2008: Geologisk

lagring af CO 2 i Danmark. GEUS-notat nr. 12-EN-

08-04. Udarbejdet for Energistyrelsen, 30.05.2008,

25 s.

11. Direktiv 2009/31/EC af 23. april 2009.

44 · Geologisk Tidsskrift 2009

12. Nielsen, L. H., 2003: Late Triassic - Jurassic development

of the Danish Basin and the Fennoscandian

Border Zone, southern Scandinavia. Geological

Survey of Denmark and Greenland Bulletin

1, 459-526.

13. Larsen, M., Bidstrup, T., Dalhoff, F., 2003: Mapping

of deep saline aquifers in Denmark with potential

for future CO 2 storage. A GESTCO contribution.

Danmarks og Grønlands Geologiske Undersøgelse.

Rapport 2003/39. 83 s.

14. Frykman, P., Nielsen, L. H., Vangkilde-Pedersen,

T., Anthonsen, K. L., 2009: The potential for largescale,

subsurface geological CO 2 storage in Denmark.

Geological Survey of Denmark and Greenland

Bulletin 17, 13-16.

15. Frykman, P., Bech, N., Sørensen, A. T., Nielsen, L.

H., Nielsen, C. M., Kristensen, L., Bidstrup, T., 2009:

Geological modeling and dynamic flow analysis as

initial site investigation for large-scale CO 2 injection

at the Vedsted structure, NW Denmark. 9th International

Conference on Greenhouse Gas Control

Technologies, Washington D. C. , 16.-20 November

2008. GHGT9 Energy Procedia 1, 2975-2982.

16. www.co2sink.org

17. Juhlin, C., Giese, R., Zinck-Jørgensen, K., Cosma,

C., Kazemeini, H., Juhojuntti, N., Lüth, S., Norden,

B., Förster, A., 2007, 3D baseline seismics at Ketzin,

Germany: the CO 2 SINK project: Geophysics, Vol.

72, No.5, s. B121-B132.

18. Förster, A., Norden, B., Zinck-Jørgensen, K., Frykman,

P., Kulenkampff, J., Spangenberg, E., Erzinger,

J., Zimmer, M., Kopp, J., Borm, G., Juhlin, C.,

Cosma, C., Hurter, S., 2006, Baseline characterization

of the CO 2 SINK geological storage site at

Ketzin, Germany: Environmental Geosciences, V.

13, No. 3 (September 2006), s. 145-161.

19. www.statoil.com/en/TechnologyInnovation/

NewEnergy/Co 2 Management/Pages/Sleipner-

Vest.aspx

20. www.ens.dk/da-dk/info/nyheder/temaer

/20090615oliegas/sider/20090615faldendeolieproduktion.aspx


21. Olsen, Dan. 2009: Increased oil recovery from

Halfdan by flooding with CO 2 -enriched water: a

laboratory experiment. Geological Survey of Denmark

and Greenland Bulletin 17, 17-20.

22. Energistyrelsen, 2009: Danmarks olie- og gasproduktion

og anvendelse af undergrunden 08. 124 s.

23. http://ing.dk/artikel/104255-interview-med-

DONG-chef-derfor-dropper-vi-udvikling-af-co2lagring.

24. Ingeniøren, 2009: CCS er energiselskabernes store

håb. Ingeniøren, 20. november 2009, s. 6-7.

25. European Technology Platform for Zero Emission

Fossil Fuel Power Plants (ZEP), 2008: EU Demonstration

Programme for CO 2 Capture and Storage

(CCS), ZEP’s Proposal. 40 sider.

26. TFI – mulighedsstudier om CCS potentialer i Norden:http://www.fi.dk/stoette/opslag-stoettemuligheder/2010/tfi-mulighedsstudier-om-ccs-potentialer-i-norden.

27. Christensen, N. P., Johannessen, P., Larsen, M.,

Springer, N., og Zinck-Jørgensen, K. 2004: Geologi

– Nyt fra GEUS, nr. 2. Temanummer - Geologisk

lagring af CO 2 - et bidrag til fremtidens klimapolitik,

16 s.

28. Michaela, K., Golaba, A., Shulakovaa, V., Ennis-

King, J., Allinson, G., Sharmaa, S. and Aiken, T. In

press: Geological storage of CO 2 in saline aquifers

- A review of the experience from existing storage

operations. International Journal of Greenhouse

Gas Control.

29. PointCarbon 2010. Newsletter – Carbon Market

Europe, v. 9, January 2010, 7 s.

CO 2 tilbage til Undergrunden · 45

More magazines by this user
Similar magazines